NRF-083-PEMEX-2014

No.de documento: PROY-M-NRF-083-

PEMEX-2004

Rev.1 Fecha: 23 de Mayo de 2014

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COMITE DE NORMALIZACION NORMALIZACIONDE DE PETROLEOS MEXICANOS MEXICANOS Y Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBCOMITE TECNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BASICA

SISTEMAS ELECTRÓNICOS DE MEDICIÓN DE FLUJO PARA HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA (Esta norma de referencia NRF-083-PEMEX-2014 cancela y sustituye a la NRF-083-PEMEX-2004 del 16 de enero de 2005) 2005 )

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

SISTEMAS ELECTRONICOS DE MEDICION DE FLUJO PARA HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA

PROY-M-NRF-083-PEMEX-2004 Rev.: 0 PÁGINA 2 DE 105

Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión ordinaria _98_, celebrada el _27_ de _Marzo_ de 2014.




Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión ordinaria _98_, celebrada el _27_ de _Marzo_ de 2014.




CONTENIDO

CAPITULO

PÁGINA

0.

INTRODUCCIÓN

4

1.

OBJETIVO

6

2.

ALCANCE

6

3.

CAMPO CAMPO DE APLIC APLICAC ACII N

6

4.

ACTUA CTUALI LIZA ZACI CI N

6

5.

REFERENCIAS

7

6.

DEFINICIONES

7

7.

S MBOLOS Y ABREVIATURAS ABREVIATURAS

11

8.

DESARROLLO

14

8.1.

Metrología Legal

14

8.2.

Procedimientos de Cálculo del Sistema Electrónico de Medición

24

8.3.

Especificaciones del Sistema Electrónico de Medición

32

8.4.

Pruebas y Verificaciones

55

8.5.

Servicios Asociados

61

9.

RESPONSABILIDADES

64

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES

64

11. BIBLIOGRAFÍA

65

12. ANEXOS

66

12.1. Anexo A: “Secuencias de cálculo para Ia medición de flujo másico volumétrico y de energía”

66

12.2. Anexo B: “Medidores de desplazamiento tipo rotatorio o diafragma”. di afragma”.

81

12.3. Anexo C: “Medidores de Flujo Másico Tipo Coriolis”

87

12.4. Anexo D: “Formatos de Especificaciones Complementarias del SEM”

95

,




0. INTRODUCCION. La apertura económica en materia de energía e hidrocarburos y Ia aplicación del concepto de medición fiscal en nuestro país han propiciado Ia necesidad de medir con alta exactitu d Una forma de lograrlo es mediante la aplicación de Ia electrónica al campo de Ia medición de flujo ya que de esta manera se aprovechan las ventajas de los adelantos tecnológicos y Ia innovación continua que se desarrolla en Ia ingeniería electrónica. Esta aplicación ha generado el concepto llamado Sistemas Electrónicos de Medición de Flujo (SEM). .

,

,

Es facultad de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios el desarrollo de Ia normatividad técnica que garantice Ia calidad de los equipos, materiales e instalaciones que constituyen el Sistema Electrónico de Medición de Flujo (SEM) y productos relacionados, en estaciones de transferencia de custodia, a fin de que éste opere de manera eficiente, segura y con una mínima incertidumbre en Ia medición. En esta Norma de Referencia se establecen las especificaciones que deben cumplir los dispositivos que constituyen al SEM, así como de los equipos, accesorios y documentación necesarios para su correcta operación. Estas especificaciones son acordes a los actuales requerimientos metrológicos y fiscales que rigen dentro de nuestro país, a los adelantos tecnológicos que existen dentro del mercado y a las necesidades de comunicación y de transferencia de información. La aplicación de esta Norma de Referencia permitirá estandarizar de manera paulatina los procedimientos y resultados de Ia medición de flujo que se llevan a cabo dentro de Petróleos Mexicanos y uniformizar los criterios de aplicación de los conceptos de medición fiscal y metrología legal que apliquen. En Ia Figura 1 se muestra el esquema básico de un SEM, el cual debe estar constituido por los siguientes dispositivos: Dispositivos primarios: Placa de Orificio, Turbina, Ultrasónico, Desplazamiento Positivo (Rotatorio o Diafragma) o Coriolis. Dispositivos secundarios.- Transmisor de temperatura, transmisor de presión diferencial y transmisor de presión manométrica (o transmisor multivariable) y cromatógrafo. Dispositivo terciario.- Computador de Flujo. 

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A fin de suministrar un SEM que cumpla con los requerimientos de exactitud e incertidumbres óptimos, es responsabilidad del proveedor, verificar y aplicar las condiciones de operación de Ia estación de medición correspondiente y de los procesos corriente aguas arriba y abajo, que pudiesen llegar a afectar dichas condiciones; así como correlacionar de manera efectiva los requerimientos y especificaciones que se establecen en esta Norma de Referencia y Ia correspondiente normatividad de diseño, construcción, mantenimiento y metrología legal aplicables. Participaron en Ia elaboración de esta norma, las Direcciones de Petróleos Mexicanos, lnstituciones, empresas y consultores técnicos, que se indican a continuación: PEMEX Corporativo. PEMEX Exploración y Producción. PEMEX Gas y Petroquímica Básica. PEMEX Petroquímica. PEMEX Refinación. KROHNE de México, S.A. de C.V. Emerson Process Management, S.A. de C.V. Laboratorios Industriales de Tabasco, S.A. de C.V.



PROY-M-NRF-083-PEMEX-2004

FIGURA 1. ESQUEMA BASICO DE UN SEM

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Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 1.



OBJETIVO.

Establecer las especificaciones que deben cumplir los componentes que constituyen el Sistema Electrónico de Medición de Flujo para hidrocarburos en fase gaseosa y productos relacionados en instalaciones de transferencia de custodia.

2.

ALCANCE

Contempla Ia normatividad y las especificaciones del Sistema Electrónico de Medición (SEM) en aquellas Estaciones de Transferencia de Custodia donde se requiera su utilización para Ia medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa y Productos Relacionados y cuyo Elemento Primario de Medición sea de los siguientes tipos: Placa de Orificio, Turbina, Ultrasónico, Desplazamiento Positivo (Rotatorio o Diafragma) o Coriolis.

3.

CAMPO DE APLICACIÓN.

Esta Norma de Referencia es de aplicación general y de observancia obligatoria en Ia adquisición de los bienes y servicios de un SEM (incluyendo ingeniería, suministro, instalación, pruebas, puesta en operación, calibración y capacitación), que se lleven a cabo en los Centros de Trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para Estaciones de Transferencia de Custodia de Hidrocarburos en Fase Gaseosa y Productos Relacionados, por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa; como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante. 4.

ACTUALIZACION.

Esta Norma de Referencia se debe revisar y actualizar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para Ia revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario Técnico del Subcomité Técnico de Normalización de PGPB, quien debe programar y realizar Ia actualización de acuerdo a Ia procedencia de las mismas y en su caso, a inscribirla en el programa anual de Normalización de PEMEX, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 y dirigirse por escrito a: PEMEX Gas y Petroquímica Básica. Subcomité Técnico de Normalización. Torre Ejecutiva Piso 35 Colonia Petróleos Mexicanos. 11311 México, D. F. Conmutador: 19 44 25 00, Extensión: 54781 y 54786 Correo electrónico: [email protected]




5. REFERENCIAS 5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 5.6. 5.7. 5.8. 5.9. 5.10. 5.11. 5.12. 5.13. 5.14. 5.15. 5.16. 5.17. 5.18. 5.19. 5.20. 5.21.

5.22.

5.23.

NOM-001-SECRE-2010. Calidad del Gas Natural NOM-001-SEDE-2012. Instalaciones Eléctricas (utilización) NOM-022-STPS-2008. Electricidad Estática en Centres de Trabajo-Condiciones de Seguridad e Higiene. NOM-008-SCFI-2002. Sistema general de unidades de medida NMX-Z-055-IMNC-2009. Metrología-Vocabulario de términos fundamentales y generales. NMX-EC-17025-IMNC-2006. Requisitos generales para Ia competencia (técnica) de los laboratorios de pruebas (ensayos) y de calibración NMX-CH-6141-IMNC-2007 Materiales de referencia – Análisis de gases – requisitos de los certificados de gases de calibración y mezclas de gases NMX-CH-140-IMNC-2002. Guía para Ia expresión de incertidumbre de las mediciones. NRF-010-PEMEX-2004. Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones industriales en centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. NRF-036-PEMEX-2010. Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. NRF-046-PEMEX-2012. Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control. NRF-048-PEMEX-2007. Diseño de instalaciones eléctricas. NRF-049-PEMEX-2009. Inspección y supervisión de arrendamientos y servicios de bienes muebles. NRF-081-PEMEX-2005 Medición ultrasónica de hidrocarburos en fase gaseosa NRF-111-PEMEX-2012 Equipos de medición y servicios de metrología. NRF-018-PEMEX-2001 Instrumentos para medición de temperatura NRF-162-PEMEX-2011 Placas de orificio concéntricas. NRF-241-PEMEX-2010 Instrumentos transmisores de presión y presión diferencial NRF-242-PEMEX-2010 Instrumentos transmisores de temperaturas NRF-313-PEMEX-2013 Instrumento medidor de flujo tipo Coriolis ISO 15156-1 / ANSI/NACE MR0175: 2009. Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S - containing environments in oil and gas production - Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials, (Industrias del petróleo y gas natural - Materiales para utilizarse en ambientes con H2S en la producción de petróleo y gas - Parte 1: Principios generales para la selección de materiales resistentes al agrietamiento). ISO 15156-2:2009. Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H 2S - containing environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons, (Industrias del petróleo y de gas natural - Materiales para utilizarse en ambientes que contienen H2S en la producción de petróleo y gas - Parte 2: Aceros al carbón y aceros de baja aleación resistentes al agrietamiento y el uso de hierro colado). ISO 15156-3:2009. Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H 2S - containing environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys, (Industrias del petróleo y de gas natural - Materiales para utilizarse en ambientes que contienen H2S en la producción de petróleo y gas - Parte 3: Aleaciones resistentes a la corrosión (ARC) y otras aleaciones resistentes al agrietamiento).

6. DEFINICIONES 6.1.

Acelerador de muestra (Fast loop). Arreglo mecánico del tubing instalado en el sistema de muestreo, para aumentar Ia velocidad de flujo y asegurar tiempos de retardo mínimos en el sistema.

6.2.

Ajuste (de un instrumento de medición). Operación destinada a llevar a un instrumento (equipo o sistema) de medición a un estado de funcionamiento preestablecido para su uso.

6.3.

Cálculo en sitio. Se define como Ia realización del cálculo de flujo en el sitio de medición, utilizando




actualizaciones continuas de las variables de flujo. 6.4.

Calibración. Ver Numeral 6.4 de la NRF-111-PEMEX-2012

6.5.

Computador de Flujo. Equipo Electrónico de cómputo, de tipo industrial, dedicado al cálculo y totalización de flujo que pasa por un punto de medición, definido previamente. Adicionalmente, puede realizar tareas de control, monitoreo y almacenamiento de datos relacionados al control administrativ o de una estación de medición.

6.6.

Corte por bajo flujo. Valor del flujo por debajo del cual no se efectúa el cálculo de volumen en el Computador de Flujo.

6.7.

Cromatograma. Representación gráfica del Análisis realizado, donde se indican los componentes presentes en el Análisis, el tiempo de elusión (separación) de cada uno y el área que representa el porcentaje presente de cada componente en Ia muestra.

6.8.

Desviación. Un valor menos su valor de referencia. Magnitud con Ia cual se aleja, un cierto valor, de aquel valor de referencia.

6.9.

Dispositivo Primario de Medición. Elemento de medición en contacto con el medio físico, por medio del cual se obtiene una señal proporcional a Ia variable medida, Ia cual será acondicionada, leída y procesada por el dispositivo secundario de medición.

6.10. Dispositivos Secundarios de Medición. lnstrumento que transforma Ia señal entregada por el dispositivo primario de medición, a una estándar proporcional que será Ia entrada del dispositivo terciario de medición. Los dispositivos secundarios utilizados en Ia medición de flujo, presión y temperatura, son conocidos comercialmente como transmisores. Para fines de esta Norma de Referencia, se incluye como dispositivo secundario al analizador de composición de Ia mezcla o cromatógrafo. 6.11. Dispositivos Terciarios de Medición. Computador de Flujo programado y configurado para monitorear, calcular y totalizar los flujos, dentro de los límites de exactitud determinados para cada aplicación específica. Los dispositivos terciarios de medición reciben, como datos de entrada, las señales o mediciones realizadas por los dispositivos primarios y secundarios de medición, entrega como resultado Ia medición final de transferencia de producto y almacena los datos relacionados al control administrativo de una estación de medición. 6.12. Estabilidad (de un instrumento o equipo de medición). Cualidad de un instrumento de medición para conservar sus características metrológicas durante el transcurso del tiempo. 6.13. Estación de Medición de Flujo. lnstalación constituida por instrumentos, equipos (con o sin computadoras), tuberías, válvulas y accesorios, que en su conjunto miden, con un determinado nivel de exactitud, Ia razón de flujo de hidrocarburo en fase gaseosa que pasa a través de un ducto. Cada uno de los elementos que integran Ia Estación de Medición de Flujo tiene definida una funcionalidad específica, que en términos generales optimiza el desempeño de los elementos asociados. Una Estación de Medición de Flujo puede estar constituida por un Sistema Electrónico de Medición de Flujo y por accesorios y equipo mecánicos adicionales. 6.14. Estación de Transferencia de Custodia. Estación de medición de flujo donde se miden, calculan, totalizan y/o registran todas las variables de proceso relacionadas a Ia compra-venta o entrega-recepción de un fluido, con un óptimo nivel de exactitud y calidad del producto. Una Estación de Transferencia de Custodia generalmente está constituida por un Sistema Electrónico de Medición de Flujo (Dispositivos




primarios, secundarios y terciarios) y por todos aquellos equipos y/o accesorios no Electrónicos (Válvulas, tubos de medición, acondicionadores de flujo, etc.) que son necesarios para su correcta operación y mantenimiento. 6.15. Exactitud. Proximidad entre el resultado de una medición y un valor convencionalmente verdadero del mensurando. El concepto de exactitud es cualitativo. 6.16. Exactitud de un instrumento de medición. Aptitud de un instrumento de medida de dar respuestas próximas a un valor verdadero. 6.17. Flujo de producto. Cantidad de producto por unidad de tiempo que fluye a través del punto de medición. Dependiendo de los requerimientos del contrato y de Ia naturaleza del medidor de flujo, se puede hacer referencia a flujo volumétrico, flujo másico o flujo de energía. 6.18. Hidrocarburos en fase gaseosa. Se refieren a Ia mezcla constituida por metano, etano, propano, butano e isobutano y concentraciones bajas en fase gas de pentanos, hexanos y pesados. 6.19. Hora contractual. Hora predeterminada dentro del contrato de Ia transferencia de custodia, Ia cual define el inicio y corte del período de medición. 6.20. lncertidumbre de medición. Parámetro asociado al resultado de una medición, que caracteriza Ia dispersión de los valores que podrían, razonablemente, ser atribuidos al mensurando. 6.21. lnterfaz. Conjunto de convenciones físicas y/o de programación, consideradas en el Equipo Electrónico, que controlan Ia interacción de dos equipos o procesos diferentes, tal como un computador y un modem. 6.22. Mapa de memoria. Relación de Ia lista de variables, constantes y datos en general que utiliza el Computador de Flujo para los algoritmos de cálculo y control, contenidos como registros en su memoria y que pueden ser leídos o escritos por un sistema superior, una IHM, u otro dispositivo, a través de los puertos de comunicación digitales dedicados. 6.23. Medición de transferencia de custodia. Se define como Ia medición que provee Ia información acerca de Ia cantidad y calidad del producto, utilizadas como base para el cambio de posesión y/o de Ia responsabilidad del mismo. 6.24. Medición Fiscal. Resultado de una medición, que se utiliza para definir de manera oficial, Ia cantidad de producto transferido como resultado de una Operación de compra venta. Estos valores oficiales de cantidades transferidas son utilizados para medir Ia eficiencia de un proceso y para definir el monto de los impuestos correspondientes por producción, comercialización y generación de utilidades de un proceso o actividad en específico. 6.25. Metrología Legal. Conjunto de terminologías, actividades y procedimientos previamente regulados por una ley o decreto, los cuales tienen por objetivo el establecer los principios o reglas que definen un proceso de medición claro, justo, objetivo y equitativo. En nuestro país, estos principios o reglas se encuentran descritos en Ia Ley Federal sobre Metrología y Normalización y en su Reglamento. 6.26. Mensurando. Magnitud particular sujeta a medición. 6.27. Multivariable. Se refiere al dispositivo secundario de un SEM con capacidad d e leer más de una variable de flujo al mismo tiempo y mandar las lecturas por medio de un canal de salida eléctrico, utilizando comunicación digital con algún protocolo de comunicación específico.




6.28. Parámetros constantes de flujo. Cualquier valor que afecta el cálculo de flujo; que no está asociado a alguna propiedad o estado del flujo de gas y que no cambia con frecuencia. 6.29. Patrón. Medida materializada, instrumento de medición o sistema de medición destinado a definir, realizar, conservar o reproducir una unidad o uno o var ios valores conocidos de una magnitud para servir de referencia a otros instrumentos de medición. 6.30. Patrón Nacional. Ver numeral 6.4.1 de la NRF-111-PEMEX-2012 6.31. Productos relacionados. Productos obtenidos mediante procesos petroquímicos como componentes puros, a partir de hidrocarburos gaseosos básicos (etano, propano y butano). 6.32. Protocolos de comunicación. Conjunto formal de reglas convencionales que rigen el formato y Ia sincronización relativa al intercambio de mensajes de dos o más dispositivos en una red de comunicaciones. 6.33. Protocolo de prueba. Procedimiento donde se especifican las actividades detalladas de las pruebas a realizar a uno o varios equipos, incluyendo las pruebas predefinidas por el fabricante y las pruebas solicitadas por PEMEX. 6.34. Pruebas de Aceptación en Fabrica (FAT). Pruebas y verificaciones realizadas en las instalaciones del fabricante, bajo condiciones de trabajo simuladas, cuyo objetivo es demostrar que los bienes y sus servicios asociadas cumplen con las tolerancias o requerimientos especificados. 6.35. Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT). Pruebas y verificaciones realizadas en sitio, bajo condiciones reales de trabajo, cuyo objetivo es el demostrar que los bienes y sus servicios asociados, incluyendo ingeniería, instalación y puesta en marcha, cumplen con las tolerancias o requerimientos especificados. 6.36. Rastreabilidad. Cualidad de cualquier información, de que su contenido sea reconocido y correlacionado hacia otra información y/o equipos. 6.37. Registro de Control y Seguimiento del SEM. Es el constituido por el Registro de Transacción de Cantidad del Producto; el Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto; el Registro de Calidad del Producto; el Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición; el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo; el R egistro de Eventos y Alarmas y el lnforme de Prueba del Equipo Electrónico de Medición. Su objetivo es documentar y sustentar Ia medición de flujo del SEM. 6.38. Repetibilidad. Proximidad entre los resultados de mediciones sucesivas de un mismo mensurando, con las mediciones realizadas bajo las siguientes condiciones: mismo procedimiento de medición, mismo observador, mismo instrumento de medición, mismas condiciones de medición, mismo Iugar y repetición de mediciones dentro de un período corto de tiempo. 6.39. Sistema Electrónico de Medición (SEM). Conjunto de instrumentos y equipo Electrónico que tiene por función el determinar Ia cantidad de flujo que pasa a través de una Estación de Medición de Flujo. Como alcance de esta Norma de Referencia el SEM incluye un Computador de Flujo con las capacidades aquí especificadas para generar y resguardar Ia información necesaria para el control administrativo de Ia medición de flujo en Ia transferencia de custodia y adicionalmente cumplir con las funcionalidades de cálculo y comunicaciones establecidas. Estos instrumentos y equipos deben estar comunicados eléctricamente y Ia única forma en que interviene un operador, es para iniciar o finalizar una Operación determinada o bien, para configurar los parámetros constantes de un algoritmo de cálculo. Cualquier otro




dispositivo Electrónico que realice Ia medición y corrección de flujo sin necesidad de realizar las funciones anteriormente indicadas, no son considerados como computadores de flujo y no son alcance de está Norma de Referencia, por lo que Ia aplicación de ésta será a consideración del usuario. 6.40. Sistema superior. Se refiere a un sistema de monitoreo y control dedicado a Ia administración de Ia información en un nivel superior al Computador de Flujo, como un sistema distribuido, SCADA, etc. 6.41. Transmisor inteligente. Dispositivo secundario de medición, que a diferencia de otros transmisores incluye procesamiento digital de Ia señal a medir; empleo de protocolos de comunicación digital; posibilidad de transmitir, además de Ia variable a medir, señales de control y/o alarmas al dispositivo terciario, para verificar en línea el estado del instrumento; flexibilidad de configuración (alarmas, ajustes, comunicaciones); funciones de linealidad, corrección por temperatura y otras funciones internas en Ia electrónica del transmisor, para mejorar su desempeño. 6.42. Trazabilidad. Propiedad del resultado de una medición o del valor de un patrón, tal que éste pueda ser relacionado con referencias determinadas, generalmente patrones nacionales o internacionales, por medio de una cadena ininterrumpida de comparaciones, teniendo todas las incertidumbres determinadas. 6.43. Verificación. La constatación ocular o comprobación mediante muestreo, medición, pruebas de laboratorio o examen de documentos, que se realizan para evaluar Ia conformidad en un momento determinado. 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. SIMBOLO CO2 C1 C2 C3 Cd(FT) Ci(FT) Ci(CT) Cp Cv d D Dr Dm dr dm Ev Fn Fc Fsl Fpb Ftb Ftf

Bióxido de carbono Metano Etano Propano Coeficiente de descarga de Ia placa de orificio para tomas de presión en brida Coeficiente de descarga a un número de Reynolds infinito para un medidor tipo placa de orificio con tomas en bridas. Coeficiente de descarga a un número de Reynolds infinito para un medidor tipo placa de orificio con tomas en esquinas Calor específico a presión constante Calor específico a volumen constante Diámetro del orificio de Ia placa calculado a Ia temperatura del fluido (T f ) Diámetro interno del tubo de medición calculado a Ia temperatura del fluido (Tf ) Diámetro interior del tubo de medición, a Ia temperatura de referencia T r Diámetro interior del tubo de medición, a Ia temperatura T m Diámetro del orificio de Ia placa, a Ia temperatura de referencia T r Diámetro del orificio de Ia placa, a Ia temperatura T m Velocidad de acercamiento Factor de conversión numérica Factor de cálculo del orificio Factor de Ia pendiente del orificio Factor de Ia presión base Factor de Ia temperatura base Factor de Ia temperatura de flujo

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Fgr Fpv Gr Hv bruto Hve bruto Hv (neto) hw H2O iC4 iC5 K Kmp Ku k kc ki L1 MF MF MFi MFmp MFo n N Nmp N3 Pe Pb Pf Pf1 Pmm Pmp PMair PMmezcla Pr Qd Qe QE Qf Qh Qhi Qi Qm



Factor de Ia gravedad específica Factor de supercompresibilidad Densidad relativa real del gas Poder Calorífico Bruto por unidad de volumen a 1,033231672 kg/cm @ 15,55 °C (60 °F y 14,696 psia). Poder Calorífico Bruto por unidad de volumen del hidrocarburo en fase gaseosa, a condiciones de 1,03562211 kg/cm2 @ 15,55 °C (14,73 lbs/ plg 2 abs. @ 60 °F). Poder Calorífico Neto por unidad de volumen a 1,033231672 kg/cm @ 15,55 °C (60 °F y 14,696 psia) Presión diferencial provocada por Ia placa de orificio Agua lsobutano lsopentano Constante de Ia Turbina y del medidor de desplazamiento positivo tipo rotatorio o diafragma Constante del medidor de flujo a ser calibrado Constante de escalamiento del medidor ultrasónico Exponente isentrópico Constante del medidor tipo Coriolis Exponente isentrópico de un gas ideal Corrección adimensional para Ia localización de Ia toma Factor del medidor tipo turbina o del medidor de desplazamiento positivo Factor del medidor tipo turbina en un punto de operación Factor del medidor bajo calibración, obtenido en cada repetición Factor del medidor que está siendo calibrado Factor del medidor residente en Ia unidad de procesamiento del medidor tipo ultrasónico que está siendo calibrado Número total de componentes Total de pulsos de Ia turbina o del medidor ultrasónico o del medidor de desplazamiento positivo o del medidor Coriolis contabilizados en el intervalo de tiempo t Número de pulsos contabilizados por el medidor de flujo maestro a las condiciones de flujo en un intervalo de tiempo t c Factor de conversión de unidades Presión a condiciones estándar 1,03562211 kg/cm abs (14,73 lbs/plg abs) Presión a condiciones base. Presión de flujo absoluta en el cuerpo del medidor de flujo Presión de flujo absoluta en Ia toma de presión aguas arriba de Ia placa Presión de flujo en el medidor maestro Presión de flujo en el medidor de flujo que está siendo calibrado Peso molecular del aire Peso molecular del hidrocarburo en fase gaseosa. Presión de referencia (1kg/cm ) Volumen, masa o energía totalizado en un día contractual Flujo volumétrico a condiciones estándar de 1,03562211 kg/cm abs @ 15,55°C (14,73 lbs/plg2 abs @ 60°F) Flujo de energía Flujo volumétrico a condiciones de flujo Volumen, masa o energía totalizado en una hora contractual Volumen, masa o energía totalizado en Ia hora contractual i Flujo volumétrico, másico o de energía calculado en el instante i Flujo másico

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Qr ReD t ti tc Te Tb Tf Tm tm Tmm Tmp Tr Vmm VCD xi x1 Y1 Ze Zb Zf Zf1 Zr Zeair Zmm Zmp ZVE

β ξ σn-1 ρe ρr ρt, p

α1 α 2 μ ΔP

ABREVIATURAS BTU cal IHM LFMN MTBF RAM



Flujo volumétrico a condiciones de referencia (20 °C y 101,325 K Pa absolutos) Número de Reynolds lntervalo de tiempo Tiempo transcurrido en segundos desde el cálculo Qi-1 hasta el cálculo Qi Intervalo de duración de tiempo de una corrida de calibración Temperatura a condiciones estándar 15,55°C (60°F) Temperatura a condiciones base Temperatura del fluido a condiciones de flujo. Temperatura del tubo de medición, al momento de medir su diámetro. Temperatura de Ia placa de orificio, al momento de medir su diámetro. Temperatura de flujo en el medidor maestro Temperatura de flujo en el medidor de flujo que está siendo calibrado Temperatura de referencia (20°C) Volumen totalizado por el medidor maestro a condiciones de flujo en un intervalo de tiempo Voltaje de corriente directa Fracción mol de cada componente en Ia mezcla de gas Relación entre presión diferencial y presión absoluta aguas arriba Factor de expansión aguas arriba Factor de compresibilidad a condiciones estándar de 1,03562211 kg/cm abs @ 15,55°C (14,731bs/plg2 abs @ 60°F) Factor de compresibilidad a condiciones base Factor de compresibilidad a condiciones de flujo (Pf , Tf ) Factor de compresibilidad a condiciones de flujo cuando Ia toma de presión es aguas arriba de Ia placa Factor de compresibilidad a condiciones de referencia (Pr , Tr ) Factor de compresibilidad del aire a condiciones de referencia Factor de compresibilidad de Ia mezcla de gas a las condiciones de flujo del medidor maestro Factor de compresibilidad de Ia mezcla de gas a las condiciones de flujo del medidor de flujo que está siendo calibrado Factor de compresibilidad a condiciones de 1,033231672 kg/cm @ 15.55°C (60°F y 14.696 psia) Relación de diámetros Tolerancia de desviación estándar de MF Desviación estándar del valor de MF Densidad del fluido a condiciones estándar de 1,03562211 kg/cm @ 15,55°C (14,73 lbs/plg2 abs @ 60°F) Densidad del fluido a las condiciones de referencia (P r , Tr ,) Densidad del fluido a las condiciones de flujo (P f1 , Tf ) Coeficiente de expansión térmica para el material de Ia placa de orificio. Coeficiente de expansión térmica para el material del tubo de medición. Viscosidad absoluta del fluido Diferencial de presión provocada por Ia placa de orificio British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica). Poder calorífico. Caloría lnterfase Hombre Máquina Ley Federal sobre Metrología y Normalización Mean Time Between Failures (Tiempo Promedio Entre Fallas) Random Access Memory (Memoria de acceso aleatorio). Memoria volátil

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios RLFMN SEM TCD SFI

8. 8.1



Reglamento de Ia Ley Federal sobre Metrología y Normalización Sistema Electrónico de Medición Thermal Conductivity Detector (Detector de Conductividad Térmica) Sistema de Fuerza Ininterrumpible

DESARROLLO. Metrología Legal

El proveedor debe cumplir con los siguientes requerimientos durante el diseño y suministro de los bienes, servicios y documentación de un SEM para una Estación de Medición de Flujo para Transferencia de Custodia, de acuerdo a lo establecido por Ia Ley Federal sobre Metrología y Normalización: a)

b)

c) d) e)

f)

Todas las mediciones involucradas en Ia Transferencia de Custodia deben expresarse en el Sistema General de Unidades de Medidas que está descrito en Ia norma NOM-008-SCFI-2002. En caso de que se necesite expresar el mensurando en otro sistema de unidades, éste debe indicarse entre paréntesis, adjunto al valor expresado en el Sistema General de Unidades de Medidas. Los instrumentos que están integrados al SEM deben ser verificados y contar con los documentos de respaldo. Esta verificación debe constatar el cumplimiento de las tolerancias establecidas. La entidad autorizada para realizar las verificaciones es una unidad de verificación acreditada por Ia Secretaría de Economía en México. Si algún instrumento integrado al SEM no cumple con alguna de las tolerancias establecidas, debe ser inmovilizado hasta que las satisfagan. Aquellos instrumentos que no puedan acondicionarse deben ser sustituidos. Todos los instrumentos y equipos utilizados deben ser seleccionados de acuerdo a Ia naturaleza o propiedades del proceso de medición. Los instrumentos y equipos que están sujetos a verificación inicial son los transmisores de temperatura, presión manométrica y presión diferencial, cromatógrafos y computadores de flujo. El proveedor del SEM debe aplicar y documentar la verificación inicial, de acuerdo a lo establecido en las secciones 8.1.1.7 e inciso b de la sección 8.4.2, inciso b de la sección 8.4.3, inciso a1 de la sección 8.4.4, de esta Norma de Referencia Es responsabilidad del proveedor que las calibraciones de los instrumentos que constituyen el SEM sean realizadas por laboratorios acreditados por la Secretaría de Economía y con patrones de medición que tengan trazabilidad a patrones nacionales; se podrá tener trazabilidad a patrones extranjeros en caso que no se cuente con el patrón nacional y que la Secretaría de Economía reconozca la trazabilidad al patrón primario extranjero. Los informes o dictámenes de calibración emitidos por dichos laboratorios, deben cumplir con lo que se indica en la norma en el punto 8.2.4 de la NRF-111-PEMEX-2012 (Certificado o Informe o Dictamen de Calibración). Ver Anexo E.

8.1.1 Registro de Control y Seguimiento del SEM. Es responsabilidad del proveedor suministrar un SEM que cumpla con los requerimientos siguientes: Un Registro de Control y Seguimiento, el cual debe proporcionar el respaldo de toda aquella información de Ia medición de flujo, dentro de un período dado. Esta información debe ser el soporte para aclarar discrepancias entre las partes involucradas; realizar verificaciones de Ia medición de flujo en cualquier momento; evidenciar Ia correcta configuración de los equipos que están integrados al SEM; evidenciar las fallas de los dispositivos primarioa, secundarios y terciarios; o bien, para evidenciar que los lineamientos de exactitud en Ia medición, calidad del producto y cumplimiento con los requerimientos indicados en está Norma de Referencia, se




encuentran dentro de las tolerancias establecidas para Ia Transferencia de Custodia. El Registro de Control y Seguimiento del SEM debe estar constituido por: a) b) c) d) e) f) g)

Registro de Transacción de Cantidad del Producto. Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto. Registro de Calidad del Producto Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición. Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo. Registro de Eventos y Alarmas. lnforme de Prueba del Equipo Electrónico de Medición.

El Registro de Control y Seguimiento del SEM debe cumplir con los siguientes requerimientos: a) b) c) d) e) f) g) h) i)

Cada uno de los documentos que lo constituyen debe tener un título que los identifique. Debe estar completo y continuo. Las cantidades, fechas y eventos deben ser congruentes entre registros Contar con un identificador único correspondiente al de los equipos y registros involucrados. Cualquier dato contenido en el Registro de Control y Seguimiento debe ser rastreable. Debe existir un Registro de Control y Seguimiento por cada tren de medición. Los elementos que lo constituyen deben ser generados y resguardados por el Computador de Flujo de Ia estación de medición, a excepción del Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto y el lnforme de Prueba del Equipo Electrónico de Medición. El Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto debe ser generado y resguardado por una lnterfase Hombre-Máquina (IHM), en caso se haya requerido. El Informe de Prueba del Equipo Electrónico de Medición debe ser el soporte de las pruebas, estudios, calibraciones y documentación general de los equipos e instrumentos que constituyen el SEM, como lo especifica la sección 8.1.1.7.

Los elementos que constituyen al Registro de Control y Seguimiento se especifican a continuación. 8.1.1.1 Registro de Transacción de Cantidad del Producto. Debe ser un conjunto de datos e información histórica que sirve como soporte de las cantidades totalizadas de volumen, masa o energía. Este registro debe estar constituido por los registros de transacción de cantidad diaria y horaria. El Registro de Transacción de Cantidad Diaria debe contener el promedio diario de las variables de proceso involucradas en el cálculo de flujo y el valor totalizado de Ia cantidad de producto transferida durante 24 horas, a partir de Ia hora contractual. El Registro de Cantidad Horaria es similar al Registro de Transacción de Cantidad Diaria, pero el tiempo de promediado y de totalización debe ser de 60 minutos consecutivos. AI final de cada Registro de Transacción de Cantidad Diaria u Horaria, o cada vez que una constante de configuración sea modificada, se debe iniciar un nuevo Registro de Transacción de Cantidad correspondiente. En total, por cada 24 horas, se debe tener un Registro de Transacción de Cantidad Diaria y 24 Registros de Transacciones de Cantidad Horaria; adicionalmente, se debe tener un Registro de Transacción de Cantidad Diaria y un Registro de Transacción de Cantidad Horaria, por cada vez que uno o más parámetros constantes de flujo sean modificadas. Los siguientes datos deben ser capturados en los Registros de Transacción de Cantidad Diarios y Horarios: a) Nombre del registro (Registro de Transacción de Cantidad Diaria o Registro de Transacción de Cantidad




Horaria). ldentificador del medidor primario de flujo (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.). ldentificador de Ia estación de medición (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.). ldentificador del Computador de Flujo que genera el registro (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.). Fecha de inicio del período. Hora de inicio del período. Tiempo efectivo de flujo, en minutos. Tiempo de Operación del Computador de Flujo, en minutos. Promedio de Ia presión diferencial en Ia placa de orificio. Promedio de frecuencia del medidor turbina o Ultrasónico. Promedio de presión absoluta de flujo. Promedio de temperatura de flujo. Promedio del valor de Ia Extensión de flujo Promedio de Ia densidad relativa de Ia mezcla. Totalizado de cantidad de flujo de volumen a las condiciones de referencia. Totalizado de cantidad de flujo de volumen a las condiciones estándar de 1,03562211kg/cm2 @ 15,55°C (14,73 lbs/plg2abs. @60°F). q) Totalizado de cantidad de flujo volumétrico a condiciones de flujo para medidores tipo turbina y tipo Ultrasónico. r) Totalizado de cantidad de flujo de energía calculada en MCal. (sólo para hidrocarburos en fase gaseosa). s) Totalizado de cantidad de flujo de energía calculada en GCal. (sólo para hidrocarburos enfase gaseosa). t) Totalizado de cantidad de flujo de masa. u) Código de calidad (0 cuando no existan alarmas ni eventos que condicionen Ia integridad de Ia cantidad de flujo medida; 1 en caso contrario) v) Número total de eventos. w) Número total de alarmas.

b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n) o) p)

Este registro debe ser generado y resguardado por el dispositivo terciario (computador de flujo) del SEM y puede ser resguardado mediante la IHM en formato electrónico, como lo describe el inciso b de la sección 8.3.2.7. El tiempo de resguardo de este registro, dentro del Computador de Flujo, debe cumplir con lo descrito en el inciso i de Ia sección 8.3.2.6.1 de esta norma. 8.1.1.2 Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto. El propósito de este registro es mostrar las causas de cualquier corrección que se deba hacer a las cantidades de producto totalizadas, así como las cantidades corregidas. Para ello, el Computador de Flujo debe transferir el Registro de Transacción de Cantidad de Producto a una IHM, donde se deben realizar los cambios a dicho registro mediante un control de acceso restringido. El registro modificado constituye el Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto correspondiente y debe ser resguardado en Ia IHM de manera independiente, quedando intacto el registro original. Este registro debe identificar los cambios al Registro de Transacción de Cantidad del Producto original indicando: a) b) c) d) e)

El nombre de Ia constante de configuración o variable de proceso corregida. El valor original de Ia constante de configuración o variable de proceso modificada. El valor corregido de Ia constante de configuración o variable de proceso modificado (entrada manual desde el teclado de Ia IHM). El valor original de Ia cantidad de volumen, masa o energía totalizado. El valor corregido de Ia cantidad de volumen, masa o energía totalizado (entrada manual desde el teclado de Ia IHM).

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios f)



La causa de Ia corrección (entrada manual desde el teclado de Ia IHM). La clave e identificación de quién realizó el cambio.

8.1.1.3 Registro de Calidad del Producto. Este registro debe estar constituido por un registro diario de 24 horas, a partir de Ia hora contractual y 24 registros horarios por cada registro diario. Los datos que com o mínimo debe contener este registro son: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j)

k) l)

Nombre del registro (Registro de Calidad del Producto Diario o Registro de Calidad del Producto Horario). ldentificador del medidor primario de flujo (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.) ldentificador de Ia estación de medición. (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.) ldentificador del Computador de Flujo que genera el registro (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.). Fecha de inicio del período Hora de inicio del período Promedio de cada componente del hidrocarburo en fase gaseosa durante el período. Promedio normalizado de Ia composición del hidrocarburo en fase gaseosa, en base seca. Poder calorífico promedio del hidrocarburo en fase gaseosa, correspondiente al período. Tiempo de operación del cromatógrafo en segundos, en caso de que se requiera este equipo. En caso de que se requiera, durante Ia etapa de adquisición mediante el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6, el obtener Ia cantidad de humedad y sulfhídrico o azufre total y a su vez se considere Ia instalación de los analizadores correspondientes a interconectar con el Computador de Flujo, se debe incluir dentro de este Registro de Calidad Ia siguiente información: Promedio de Ia cantidad de Azufre Total, H 2S y H 2O contenidas en el hidrocarburo gaseoso (en caso de que aplique). Valores máximo y mínimo de Ia cantidad de Azufre Total, H 2S y H20 registradas durante el período (en caso de que aplique).

Este registro debe ser generado por el Computador de Flujo y debe ser resguardado mediante Ia IHM en formato Electrónico, en caso se haya requerido y como se describe en el inciso b de la sección 8.3.2.7. El tiempo de resguardo de este registro, dentro del Computador de Flujo, debe cumplir con lo descrito en el inciso i de Ia sección 8.3.2.6.1 de esta norma. 8.1.1.4 Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición. Este registro debe contener e identificar los parámetros constantes de flujo; así mismo, Ia configuración e información de los algoritmos de cálculo, los dispositivos que constituyen el SEM, así como los dispositivos primarios. Este registro debe estar disponible para ser monitoreado y actualizado en cualquier momento, por medio del Computador de Flujo. Los datos que contenga este registro deben ser congruentes con Ia configuración, diseño e instalación de los dispositivos primarios y secundarios. El registro de configuración debe contener como mínimo los datos que se indican en Ia Tabla 1, dependiendo del tipo de medidor a utilizar.

TABLA 1. Datos del Registro de Configuración REQUERIMIENTO

ULTRAPLACA TURBINA SONICO

DESCRIPCION DISPOSITIVO PRIMARIO

Identificación única del medidor Marca

Entrada manual desde el teclado Computador de Flujo o desde Ia IHM.

del

X

X

X

X

X

X




X X X

X X X

X X X

Constante(es) del medidor (K)

X

X

Factor del medidor (MF) Diámetro interno del tubo de medición (Dm). Diámetro interno del orificio de Ia placa (dm). Temperatura de entrada para el diámetro interno del tubo de medición (Tm). Temperatura de entrada para el diámetro interno de Ia placa (tm). Ubicación de Ia toma de lnformación: Aguas arriba presión manométrica.

X

X

X

X

X

Marca

X

X

X

Modelo

X

X

X

Número de Serie

X

X

X

Alcance (span)

X

X

X

Tipo de comunicación

X

X

X

Unidades de lngeniería

X

X

X

Modelo

Número de Serie Tamaño

X X X X X

Configurable: Acero inox.304, acero inox.316, acero X al carbón, o monel (desde Computador de Flujo/ IHM). Configurable: Acero inox.304, acero inox.316, acero Material del tubo de medición. al carbón, o monel (desde Computador de Flujo/ X IHM). DISPOSITIVO SECUNDARIO DE PRESION DIFERENCIAL Material de Ia placa de orificio.

Identificación del transmisor Entrada

manual desde el teclado Computador de Flujo o desde Ia IHM.

del

X

Marca

X

Modelo

X

Número de Serie

X

Alcance (span)

X


X


X

DISPOSITIVO SECUNDARIO DE PRESION ESTATICA Identificación del transmisor Entrada


del

DISPOSITIVO SECUNDARIO DE TEMPERATURA



Identificación del transmisor Entrada


del


X

X

X

Marca

X

X

X

Modelo

X

X

X

Número de Serie

X

X

X

Alcance (span)

X

X

X


X

X

X


X

X

X

Configurable: tabla fija o composición en línea (desde Computador de Flujo / IHM)

X

X

X


del

X

X

X

del

X

X

X

X

X

X

X

X

X

Modelo

X

X

X

Número de Serie

X

X

X

Configurable: habilitar o deshabilitar (desde Computador de Flujo / IHM)

X

X

X


X

X

X

ANALIZADORES Modo de actualización de datos de analizadores Unidades de lngeniería

DISPOSITIVO TERCIARIO ldentificación de Ia estación Entrada manual desde el teclado ldentificador del Computador Computador de Flujo o desde Ia IHM. de Flujo Marca

Algoritmo de linealización Corte por bajo flujo

del

Verificación de fidelidad de pulsos

Configurable: habilitar o deshabilitar (desde Computador de Flujo / IHM)

X

Estado operativo del Computador de Flujo

Configurable: Operación normal; Mantenimiento; Calibración de transmisores; Calibración de medidores primarios con tren maestro (desde Computador de Flujo / IHM).

X

X

Estado operativo de los dispositivos secundarios

Indicación del estado operativo de cada uno de los dispositivos secundarios.

X

X

X

Indicación del Estado operativo del SFI

X

X

X

Estado operativo del SFI Fecha y Hora

Entrada manual desde el teclado Computador de Flujo o desde Ia IHM

del

X

X

X

Hora contractual


del

X

X

X

X

X

X

X

X

X

Período definido para el Registro de Transacción de Cantidad Diaria Presión atmosférica

Configurable: intervalo de tiempo en segundos


del



Presión de referencia


del

Temperatura de referencia


Cálculo del factor de compresibilidad Peso molecular


X

X

X

del

X

X

X

lnformación del fabricante: AGA 8-detallado o equivalente

X

X

X


X

X

X

del

Tipo de cálculo de flujo volumétrico o másico

Información del fabricante acerca normatividad y versión que está aplicada para el cálculo de flujo.

de Ia siendo

X

X

X

Tipo de cálculo de energía

Información del fabricante acerca normatividad y versión que está aplicada para el cálculo de energía.

de Ia siendo

X

X

X

Versión del algoritmo de cálculo y configuración del Computador de flujo

Información del fabricante acerca de Ia versión del programa (firmware) cargado en el Computador de Flujo.

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

CONFIGURACION PARA CALIBRACION EN SITIO Número de repeticiones (n)


del

Intervalo de duración de tiempo de una corrida de calibración (tc) Tolerancia de desviación estándar del factor del medidor ( ξ ) Tolerancia de desviación para Ia temperatura de flujo Tolerancia de desviación para Ia presión de flujo Tolerancia de desviación para Ia frecuencia de los medidores de flujo

CONFIGURACIÓN DE CONTROL (En caso que aplique) Configuración necesaria de Entrada manual desde el teclado del X entradas/salidas según Ia Computador de Flujo o desde Ia IHM aplicación CONFIGURACIÓN DE COMUNICACIONES Configuración de puertos de Entrada manual desde el teclado Computador de Flujo o desde Ia IHM. comunicación del Computador de Flujo hacia dispositivos secundarios Configuración de puertos de comunicación del Computador de Flujo hacia sistema superior

del




Configuración de puertos de comunicación del Computador de Flujo hacia IHM

X

X

X

Configuración de puertos de comunicación del Computador de Flujo hacia impresora

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

Temperatura del proceso en caso de falla del transmisor Presión manométrica del proceso en caso de falla del transmisor. Presión diferencial en Ia placa en caso de falla del transmisor

X

X

X

X

X

X

Poder Calorífico

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

CONFIGURACIÓNDE EQUIPO Configuración necesaria para Entrada manual desde el teclado dar de alta o de baja el Computador de Flujo o desde Ia IHM equipo electrónico instalado al Computador de Flujo (tarjetas de comunicación, tarjetas de entradas / salidas, CPU)

del

CONFIGURACIÓN DE DATOS FIJOS Composición detallada del hidrocarburo gaseoso Gravedad específica


del

X

EVENTOS Y ALARMAS Límites de frecuencia Límites de temperatura de flujo Límites de presión de flujo


Límites de presión diferencial

del

X

NOTA: Para los medidores de desplazamiento positivo tipo rotatorio o diafragma, se debe cumplir con el numeral 12.2 Anexo B y para los medidores de flujo másico tipo Coriolis se debe cumplir con el numeral 12.3 Anexo C. Este registro debe ser generado por el Computador de Flujo y debe ser resguardado mediante Ia IHM en formato Electrónico, en caso se haya requerido y como se describe en el inciso b de la sección 8.3.2.7. 8.1.1.5 Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo. Este registro debe recabar Ia información necesaria para evaluar el algoritmo de cálculo programado en el




Computador de Flujo. El registro debe estar constituido por un listado de datos instantáneos de las variables de flujo y de los parámetros constantes, involucrados en el cálculo instantáneo de flujo volumétrico, másico o de energía. Como parte de este registro, se debe incluir el resultado de flujo instantáneo, calculado a partir de los datos de entrada listados en Ia Tabla 2. Adicionalmente, se deben mostrar resultados intermedios del cálculo, que permitan llevar a cabo un proceso de validación. Este registro debe ser generado por el Computador de Flujo, transferido a una IHM, y ser imprimible por medio de ésta. En caso de que se requiera Ia funcionalidad de impresión en sitio del Computador de Flujo, este registro debe ser impreso en sitio mostrando los datos que indica Ia tabla siguiente. En Ia Tabla 2 se muestran los datos que deben estar incluidos en el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo y sus unidades de ingeniería deben ser las establecidas en Ia sección 8.2, en el Sistema Ingles. TABLA 2. Datos mínimos para el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo SIMBOLO

DESCRIPCION

PLACA

TURBINA

ULTRASONICO

Pf Tf K MF F Pr Tr Composición Patm Hw Dr dr Gr HV

Presión manométrica de flujo Temperatura de flujo Constante del medidor de flujo Factor del medidor Frecuencia Presión de referencia Temperatura de referencia Composición del hidrocarburo en fase gaseosa Presión atmosférica del sitio Presión diferencial Diámetro interno del tubo de medición a 20°C Diámetro interno del orificio de Ia placa a 20°C Gravedad especifica reportada por el cromatógrafo Poder calorífico del hidrocarburo en fase gaseosa reportado por el cromatógrafo Poder calorífico bruto Poder calorífico bruto a condiciones estándar Peso Molecular del hidrocarburo en fase gas o del producto relacionado Coeficiente de compresibilidad a condiciones estándar Coeficiente de compresibilidad a condiciones de flujo Coeficiente de compresibilidad a condiciones de referencia Exponente isoentrópico Viscosidad dinámica del hidrocarburo en fase gas. Tiempo en milisegundos entre cálculos instantáneos de flujo Ecuación de estado para aplicaciones de productos relacionados Flujo Volumétrico a condiciones de flujo Flujo Volumétrico a condiciones estándar Flujo másico Flujo volumétrico a condiciones de referencia Flujo de energía

X X

X X X X X X X X X

X X X X X X X X X

X

X

X

X

X

X X

X X

X X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X X X X

X X X X X

X X X X X

Hve Hvbruto PM Ze Zf Zr k μ ti Ecuación de estado Qf Qe Qm Qr QE

X X X X X X X X

X X




8.1.1.6 Registro de Eventos y Alarmas. Este registro debe ser un histórico en el cual se almacena Ia descripción de los eventos y alarmas de todos los equipos e instrumentos que están integrados al SEM de manera cronológica. Respecto a los eventos, se deben incluir las modificaciones sobre el Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición. Cada vez que un valor dentro de dicho registro sea modificado, el viejo y el nuevo valor deben ser registrados permanentemente, junto con Ia fecha y hora del cambio. Con respecto a las alarmas, deben ser consideradas todas aquéllas relacionadas a los dispositivos primarios, secundarios y terciarios que están integrados al SEM. Se debe registrar, además, Ia hora y fecha de reconocimiento de Ia alarma, junto con Ia identificación del operador que ejecutó está acción. El registro debe estar estructurado en un orden jerárquico. Los eventos y alarmas que se deben considerar son: a) b) c) d) e)

Eventos y alarmas configurados en el Computador de Flujo, indicados en Ia tabla 1, sección 8.1.1.4 y todos aquéllos generados como funcionalidad del Computador de Flujo indicados en Ia sección 8.3.1.3. Eventos y alarmas de todos los dispositivos primarios y secundarios en comunicación con el Computador de Flujo. Eventos y alarmas del mismo Computador de Flujo. Eventos y alarmas de los dispositivos controlados por el Computador de Flujo (en caso de que aplique). Eventos y alarmas del SFI.

Este registro debe ser generado por el Computador de Flujo y debe ser resguardado mediante Ia IHM en formato Electrónico, en caso se haya requerido. El tiempo de resguardo de este registro, dentro del Computador de Flujo, debe cumplir con lo descrito en el inciso j de Ia sección 8.3.1.1 de esta norma. 8.1.1.7 lnforme de Prueba del Equipo Electrónico de Medición. Está constituido por todos aquellos informes o documentos (en formato Electrónico o en papel) que se generen como resultados de pruebas, calibraciones, verificaciones, ajustes y reemplazo de equipo o instrumentos. El proveedor debe entregar Ia siguiente documentación que integrara el lnforme de Prueba para el SEM a suministrar: a) b) c) d) e) f)

Informes de calibración de los transmisores según lo indicado en el inciso f de la sección 8.1 e inciso b de la sección 8.4.2. Reporte de calibración del cromatógrafo en las pruebas de sitio, como lo indica el inciso b de la sección 8.4.3. Reporte técnico conteniendo el análisis para el uso de sistemas de calentamiento en los sistemas de muestreo, según lo solicitado en el inciso g de la sección 8.3.2.5.3. Protocolo de pruebas (FAT y SAT) y resultados de las pruebas de cada dispositivo y equipo que constituyen al SEM de acuerdo a lo solicitado en el inciso e y h de la sección 8.4.1. Informes de ajuste de dispositivos durante las pruebas (FAT y SAT) como lo solicita el inciso k de la sección 8.4.1. Resultado de Ia validación del cálculo del Computador de Flujo según lo indicado en el apartado "Cálculo de flujo" del inciso a1 de Ia sección 8.4.4.




8.2 Procedimientos de cálculo del Sistema Electrónico de Medición. El cálculo de flujo realizado por el SEM debe cumplir con los procedimientos de cálculo que se establecen en esta Norma de Referencia. De acuerdo al tipo de medidor primario a utilizar, tipo de fluido a medir y magnitud requerida en Ia medición de transferencia de custodia (masa, volumen o energía), se establecen procedimientos específicos constituidos por una secuencia de cálculo, ecuaciones de flujo y datos correspondientes a utilizar. En este sentido, el Computador de Flujo debe estar programado, para cumplir con Ia secuencia de cálculo que se establece en el Anexo A (figuras 1 a 8), de acuerdo a Ia clasificación de Ia aplicación; así mismo, debe utilizar las ecuaciones que se indican en Ia sección 8.2.1 y los tipos de datos especificados en Ia sección 8.3.2.3.3, inciso f . Con Relación al tipo de fluido a medir, si es un hidrocarburo en fase gaseosa se debe utilizar Ia ecuación de estado establecida en Ia 8.2.1.5; sin embargo, si es un producto relacionado, el proveedor debe considerar en el cálculo de compresibilidad del Computador de Flujo, Ia ecuación de estado correspondiente que se establezca durante el proceso de adquisición, en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6. 8.2.1 Ecuaciones de cálculo. En los procedimientos de cálculo, las variables de entrada deben estar en las Unidades mostradas en Ia tabla 4 y el algoritmo de resolución debe emplear el Sistema Ingles de Unidades; sin embargo, los resultados del cálculo se deben expresar en el Sistema General de Unidades de Medidas, de conformidad con Ia NOM-008SCFI-2002. De acuerdo a lo anterior, el Computador de Flujo del SEM a suministrar, debe estar programado y configurado para cumplir con las ecuaciones de cálculo que se establecen en esta sección. Para fines de esta Norma de Referencia, el cálculo de flujo debe llevarse a cabo a las condiciones estándar de 1.03562211 kg/cm2 @ 15.55°C (14.73 lbs/plg2 abs @ 60°F); adicionalmente cuando Ia transferencia se haga en modo volumétrico, se debe realizar una corrección del flujo a condiciones Pemex, a las condiciones de temperatura y presión de referencia (T r , P r ) de 20°C y 1 Atmosfera abs., 14.69595 psia, 101.325 kPa absoluta, respectivamente. 8.2.1.1 Medición de Flujo con Medidor Tipo Placa de Orificio. 8.2.1.1.1

Medición másica.

La ecuación para determinar el flujo másico a través de un medidor tipo placa de orificio que se debe utilizar es: Qm=(24/1000)359.072Cd(FT)EvY1d (√(ρt,P1 hw))

(1)

Dónde: 24/1000 = Factor de conversión de l b-m/h a miles Ib-m/D. 359.072 = Constante numérica para el sistema de unidades utilizado. Cd (FT): Debe ser calculado según ecuación 1-A. Y1: debe ser calculado según se indica en Ia ecuación 1-B. 4 Ev = 1/(√(1 – β )) β = d/D Se deben utilizar las unidades de ingeniería que a continuación se establecen para los Parámetros




siguientes: d: [pulg.] hw: [pulg.H20@ 60 °F]. Qm: [miles Ib-m/D]. pt, p1: (Pf1, Tf ). [lb-m/pie3] D: [pulg.]. Nota: El subíndice 1 denota que Ia variable a Ia que se hace referencia es calculada en función de Ia presión de flujo aguas arriba de Ia placa de orificio Cd(FT) = Ci(FT) + 0.000511[106β/ReD]0.7 + (0.0210 + 0.0049A)β 4C

( 1A )

Dónde: Ci(FT) = C i(CT) + Tap Term Ci(CT) = 0.5961 + 0.0291β 2 – 0.2290β8 + 0.003(1 – β)M1 Tap Term = Upstrm + Dnstrm Upstrm = [0.0433 + 0.0712e -8.5L1 – 0.1145e-6.0L1](1 – 0.23A)B Dnstrm = -0.0116[M2 – 0.52M21.3]β1.1(1 – 0.14A)

B = β4 / (1 – β4)

;

M2 = 2L2 / (1 – β) ;

A = [19000β / ReD]0.8 ; C = [106 / ReD]0.35

M1 = max[2.8 – (D/N4), 0.0]

d = dr [1 + α1(Tf – Tr)] ; dr = dm[1 + α1(Tr – tm)] D = Dr [1 + α2(Tf – Tr)] ; D r = Dm[1 + α2(Tr – tm)] ReD = 4qm / (πµD)

π = Constante = 3.1415926 e = Constante universal = 2.71828 L1 = L2 = N4 /D para tomas en bridas. β = d/D N4 = 1.0 cuando D está en pulgadas o 25.4 cuando D está en milímetros. Se deben utilizar las unidades de ingeniería que a continuación se establecen para los Parámetros siguientes: d: [pulg.). D: (pulg.]. Nota: Las unidades de Ia temperatura deberán de ser de acuerdo a las unidades del coeficiente lineal de expansión térmica (α) Y1 = 1 – (0.41 + 0.35β4)(x1/k) Donde:

( 1-B )




β = d/D x1 = (ΔP/N3Pf1) N3 = 1.0 cuando Ia presión se mide en lbs/pulg 2 o en Pascales. k = Exponente isoentrópico, isoentrópico, donde ki = cp/cv Se deben utilizar las unidades de ingeniería que a continuación se establecen para los Parámetros siguientes: d: (pulg.) D: [pulg.] 8.2.1.1.2 Medición volumétrica. Para determinar el flujo volumétrico, a condiciones estándar 1.03562211 kg/cm 2 @ 15.55°C (14.73 lbs/plg 2 abs. @ 60°F), a través de un medidor tipo placa de orificio, se debe utilizar cualquiera de las dos ecuaciones siguientes (2 o 2-a), las cuales debe conducir exactamente al mismo resultado: ( 2 ) Ver nota 1 Qe = (24/1000000)7709.61Cd(FT)EvY1d2(√(pf1Zehw/Gr Zf1Tf )) Qe=(24/1000000)Fn(Fc+Fsl)Y1FpbFtbFtr Fgr Fpv(√(Pf1hw))

(2-a) Ver nota 1

Nota 1: Ejemplo de Cálculo Apéndice 3C de la Norma AGA Report 3 Parte 3vigente Donde: 24/1000000 =Factor de conversión de pie3/h a millones pie 3/D 218.573 = Constante numérica para el sistema de unidades utilizado. Cd (FT): Debe ser calculado según ecuación 1-A hw: [pulg.H2O @ 60°F). Ev = 1/(√(1 – β4)) β = d/D Y1: Debe ser calculado según se indica en Ia ecuación 1-B Fn: Debe ser calculado de acuerdo a Ia ecuación 2-b Fe: Debe ser calculado según se indica en Ia ecuación 2-c Fsl: Debe ser calculado según se indica en Ia ecuación 2-d Fpb: Debe ser calculado según se indica en Ia ecuación 2-e. Debe ser 1 para para cálculo a condiciones de 2 2 1.03562211 kg/cm @ 15.55°C (14.73 lbs/plg abs @ 60°F). Ftb: Debe ser calculado según se indica en Ia ecuación 2-f. Debe ser 1 para para cálculo a condiciones de 1.03562211 kg/cm 2 @ 15.55°C (14.73 lbs/plg 2 abs @ 60°F). Ftf : Debe ser calculado según se indica en Ia ecuación 2-g Fgr : Debe ser calculado según se indica en Ia ecuación 2-h Fpv: Debe ser calculado según se indica en Ia ecuación 2-i Se deben utilizar las unidades de ingeniería que a continuación se establecen para los parámetros siguientes: d: [pulg.] D: [pulg.] Pf1: [lb/plg2 ab.] Qe: [millones ft 3/D]




Fn = 338.196 E vd2

( 2-b)

Donde: d: [pulg.] Fc = 0.5961 + 0.0291β 2 – 0.2290β8 + ( 0.0433 + 0.0712e -8.5/D – 0.1145e-6.0/D ) [1 – 0.23(19000 β/ReD)0.8](β4/1 – β4) – 0.0116[(2/(D(1 – β))) – 0.52(2/(D(1 – β)))1.3]β1.1 [1 – 0.14(19000 β/ReD)0.8]

(2-c)

Donde: β = d/D d: [pulg.] D: [pulg.] La ecuación (2-c) aplica para tubos de medición mayores o iguales a 2.8 pulgadas de diámetro interno. Para tubos de medición cuyo diámetro interno sea menor a 2.8 pulgadas considerar la siguiente ecuación (cumplir con el numeral 3-B.5 del Apéndice 3-B del API MPMS, MPMS, Cap. 14, Sec. 3, Part 3) F'C = FC + 0.003(10.003(1- β) (2.8 – D)

(2-C´)

El F´C es el factor de cálculo de orificio para D < 2.8 Fsl = 0.000511[10 6β/ReD]0.7 + (0.0210 + 0.0049A ) β4C

( 2-d)

Donde:

β = d/D d: [pulg.] D: [pulg.] ReD = (4qm/πμD)

π = constante, 3.1415926 A = [19000β/ ReD]0.8 C = [106/ReD]0.35 Fpe = [14.73/P e]

( 2-e )

Fte = [Te/519.67]

( 2-f )

Ftf = [√(519.67/T f )]

( 2-g )

Fgr = [√(1/G r )]

( 2-h )

Donde: Gr : Se debe calcular de acuerdo a Ia ecuación 3.



Fpv = [√(Ze/Zf1)]


( 2-i )

Para determinar el flujo volumétrico, a condiciones de referencia, a través de un medidor tipo placa de orificio, primero se debe calcular el flujo a condiciones estándar con la ecuación 2 o 2a y después se debe corregir el flujo de condiciones estándar a condiciones de referencia utilizando Ia ecuación siguiente: Qr = Qe * [ Tr / Te ] * [ Z r / Ze ] * [ P e / Pr ]

(3)

Donde: Pr , Pe: [lb/plg2 abs] Tr , Te: [°R] Qe debe calcularse mediante Ia ecuación 2 o 2-a. Si se requiere obtener el flujo volumétrico a condiciones estándar 1.03562211 kg/cm 2 @ 15.55°C (14.73 lbs/plg2 abs @ 60° F), a partir del flujo másico, se debe ocupar Ia siguiente ecuación: Qe = [24 / 1000] * [Q m / ρe]

(4)

Donde: 24/1000 =Factor para convertir miles pie 3/h a millones pie3/D ρ = [lb-m/pie3] Qe debe calcularse mediante Ia ecuación 2 o 2-a De igual manera, para obtener el flujo másico, a partir del flujo volumétrico a condiciones estándar, se debe ocupar Ia siguiente ecuación: Qm =(24/1000) ρeQe

(5)

Donde:

ρe : (lb-m/pie3) Qe debe calcularse mediante Ia ecuación 2 o 2ª 24/1000 = Factor de conversión de l b-m/h a miles Ib-m/D. 8.2.1.2 Medición de Flujo con Medidor Tipo Turbina. 8.2.1.2.1 Medición volumétrica. Para determinar el flujo volumétrico a condiciones estándar 1.03562211 kg/cm 2 @ 15.55 °C (14.73 lbs/plg 2 abs @ 60° F), a través de un medidor tipo Turbina o de Desplazamiento, se debe corregir el flujo a condiciones de flujo (Qf) utilizando Ia ecuación siguiente: Qe = Qf * [ Pf / Pe ] * [ T e / Tf ] * [ Z e / Zf ] Donde: Pf : [lb/pulg2 abs] Tf : [°R] Pe: [lb/plg2 ab.]

(6)




Te: [°R] De igual forma, para determinar el flujo volumétrico, a condiciones de referencia, a través de un medidor tipo turbina, primero se debe calcular el flujo a condiciones estándar con la ecuación 6 y después se debe corregir el flujo de condiciones estándar a condiciones de referencia utilizando Ia ecuación siguiente: Qr = Qf * [ Pf / Pr ] * [ T r / Tf ] * [ Z r / Zf ]

(7)

Donde: Pf : [lb/pulg2 abs]. Tf : [°R] Pr: [lb/plg2 abs] Tr: [°R) Así mismo, el flujo volumétrico a condiciones de flujo Qf [millones pie3/D] se debe calcular como sigue: Qf = [ (24)(3600) / 1000000] * [ N / tK ] * [ MF]

(8)

Donde: t: [s]. N: [pulsos]. K: [pulsos/pies3] Nota: La constante (24)(3600)/1000000, en Ia ecuación (8), se debe utilizar para homologar las unidades de ingeniería utilizadas para Qe en Ia ecuación (2). 8.2.1.2.2

Medición másica.

Para obtener el flujo másico, a partir del flujo volumétrico a condiciones de referencia, se debe ocupar Ia ecuación (5). 8.2.1.3 Medición de Flujo con Medidor Tipo Ultrasónico. Dentro de esta Norma de Referencia se establece que Ia señal que se debe utilizar para Ia determinación de Ia medición de transferencia de custodia es Ia señal de frecuencia de los medidores de tipo Ultrasónico, mientras que Ia serial de tipo digital (puerto de comunicación), debe ser utilizada para verificar el correcto desempeño del mismo medidor. De igual forma, Ia serial de frecuencia debe ser utilizada para realizar las calibraciones del medidor de flujo. 8.2.1.3.1

Medición volumétrica.

Para determinar el flujo volumétrico a condiciones estándar 1.03562211 kg/cm 2 @ 15.55°C (14.73 lbs/plg 2 abs @ 60°F), a través de un medidor tipo Ultrasónico, se debe corregir el flujo a condiciones de flujo (Q fc) utilizando Ia ecuación siguiente: Qe = Qf * [ Pf / Pe ] * [ T e / Tf ] * [ Z e / Zf ] Donde: Pf : [lb/pulg2 abs.]. Tt: [°R]

(9)




Pe: [lb/pulg2 abs.] Te: [°R] De igual forma, para determinar el flujo volumétrico a condiciones de referencia, a través de un medidor tipo Ultrasónico, se debe corregir el flujo a condiciones de flujo (Q fc) utilizando Ia ecuación siguiente: Qr = Qf * [ Pf / Pr ] * [ T r / Tf ] * [ Z r / Zf ]

( 9a )

Donde: Pf : [lb/pulg2 abs] Tf : [°R) Pr : [lb/plg2 abs] Tr : [°R] Qf : [millones ft 3/D] y se debe calcular como sigue Qf = [ (24)(3600) / 1000000] * [ N / tK u ]

( 10 )

Donde: t: [s]. N: [pulsos]. Ku: [pulsos/pie3] Nota: La constante (24)(3600)/1000000, en Ia ecuación (10), se debe utilizar para homologar las unidades de ingeniería utilizadas para Qe en Ia ecuación (2). 8.2.1.3.2 Medición másica. Para obtener el flujo másico, a partir del flujo volumétrico a condiciones estándar, se debe ocupar Ia ecuación (5). 8.2.1.4 Medición de Flujo de Energía. La ecuación que se debe utilizar para calcular el flujo de energía es: QE = QeHve bruto

( 11 )

Donde: QE: [millones BTU/D] Qe: [millones pie3/D] Hve bruto: [BTU/pie3] El Poder Calorífico Bruto por unidad de volumen del hidrocarburo en fase gaseosa, a condiciones de 1.033231672 kg/cm2 @ 15.55°C (14.6961bs/plg2 abs @ 60°F), se debe determinar a partir de Ia expresión: Hvbruto = X1Hv1(bruto) + X2Hv2(bruto) + … + XnHvn(bruto) Donde: Hvbruto: [BTU/pie3] X1, X2,..., X n: Fracción mol

( 12 )




El Poder Calorífico Bruto por unidad de volumen del hidrocarburo en fase gaseosa, a condiciones de 1.03562211kg/cm2 @ 15.55°C (14.73 lbs/plg 2 abs @ 60°F), se debe determinar a partir de Ia expresión: Hvebruto = Hvbruto [ 14.73 / 14.696 ]

( 13 )

La ecuación (13) utiliza el poder calorífico del hidrocarburo en fase gaseosa en base seca (sin considerar el contenido de H2O). Los datos de poder calorífico para cada com ponente de Ia mezcla de gas deben ser tornados de Ia norma GPA 2145 Tabla de constantes físicas para hidrocarburos y otros compuestos de interés de Ia industria del gas natural (Table of Physical Constants for Hydrocarbons and other Compounds of Interest to the Natural Gas Industry) o equivalente. 8.2.1.5 Cálculo del factor de compresibilidad de Ia mezcla. Para calcular el factor de compresibilidad de los hidrocarburos en fase gaseosa debe utilizarse Ia ecuación de estado del Método Caracterización Detallado, definida por Ia ultima revisión del Reporte 8 de AGA o equivalente. Para aplicar este cálculo en el Computador de Flujo, el proveedor debe corroborar que las características del hidrocarburo gaseoso a medir se encuentren dentro de los valores definidos en Ia columna de Intervalo Expandido de Ia Tabla 3. TABLA 3. Características e Intervalos de Componentes de las Mezclas de Gas.

Características del Hidrocarburo en Fase Gaseosa Densidad Relativa de Ia mezcla a 60°F y 14,73 psia Poder Calorífico Bruto por unidad de volumen a 60 °F y 14.73 psia %mol de Metano %mol de Nitrógeno %mol de Dióxido de Carbono %mol de Etano %mol de Propano %mol de Butanos %mol de Pentanos %mol de Hexano+ %mol de Agua %mol de Acido Sulfhídrico

Intervalo Normal

Intervalo Expandido

0,554 a 0.87

0,07 a 1,52

477 a 1150 BTU/ft3 45,0 a 100.0 0 a 50,00 0 a 30,0 0 a 10,0 0 a 4,0 0 a 1,0 0 a 0,3 0 a 0,2 0 a 0,05 0 a 0,02

0 a 1800 BTU/ft3 0 a 100.0 0 a 100.0 0 a100.0 0 a 100.0 0 a 12,0 0 a 6,0 0 a 4,0 0 a punto de condensación 0 al punto de condensación 0 a 100.0

Para calcular Ia compresibilidad de un producto relacionado, se debe utilizar Ia ecuación de estado correspondiente que se establezca durante el proceso de adquisición, en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6 y aplicar las secuencias de cálculo de las figuras A1, A3, A5 o A7, dependiendo del tipo de medidor a utilizar. Para verificar el cálculo del coeficiente de compresibilidad en el computador de flujo, éste deberá estar de acuerdo con el AGA Report 8 de AGA, utilizándose el apéndice A.5

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.3



Especificaciones del Sistema Electrónico de Medición

En la sección 8.3.1 se especifican los requerimientos de tipo general de los dispositivos que forman parte del SEM. A partir de la sección 8.3.2 se especifican los requerimientos particulares de los mismos, así como de sus accesorios. Además, el anexo D contiene los Formatos de Especificaciones Complementarías para cada uno de los dispositivos; en los cuales se establecerán, durante el proceso de adquisición, las especificaciones adicionales particulares de cada uno de estos, dependiendo de la aplicación. Es responsabilidad del proveedor suministrar un SEM, en donde cada dispositivo cumpla con las especificaciones generales, particulares y complementarias que le correspondan, así mismo, con los requerimientos que se establecen a lo largo de esta Norma de Referencia. Con relación al tipo de fluido a medir, si es un hidrocarburo en fase gaseosa, se debe actualizar en el computador de flujo, mediante valores fijos, a través del sistema superior o utilizando un cromatógrafo como parte del SEM, la composición detallada, gravedad específica y poder calorífico, para la determinación del flujo másico, volumétrico y energético. El método de actualización de estas variables será establecido durante el proceso de adquisición en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6. Si es un producto relacionado, el computador de flujo debe estar programado y configurado para calcular la compresibilidad y densidad mediante la ecuación de estado y peso molecular del producto, establecidos durante el proceso de adquisición en el Formato de Especificaciones Complementarías del Anexo D6. 8.3.1

Especificaciones y requerimientos generales.

Todos los dispositivos que constituyen el. SEM, deben: a) Ser apropiados para aplicaciones de hidrocarburos en fase gaseosa y productos relacionados. b) Ser calibrados, probados y verificados según los requerimientos que se indican en el Capítulo 8.4 de esta Norma de Referencia. c) Suministrarse con todos los equipos, accesorios y/o aditamentos que se requieran para su correcta instalación, puesta en marcha, operación y mantenimiento. d) Suministrarse con manuales de instalación, configuración, operación y mantenimiento, incluyendo diagramas de conexiones, catálogo de refaccionamiento y guía de diagnóstico de fallas; escritos en el idioma español. e) Proporcionarse con las instrucciones de operación y mantenimiento. f) Suministrarse con los equipos y accesorios necesarios para su configuración, diagnóstico y reportes. g) Ser suministrados con programas (software) de configuración, diagnóstico y reportes. Estos programas deben ser suministrados con las licencias correspondientes a nombre de PEMEX. Los programas deben contar con protecciones (niveles de seguridad) que impidan que personas ajenas a ellos puedan modificar las condiciones de trabajo, su configuración o la reprogramación del dispositivo correspondiente. h) Ser de operación, mantenimiento y configuración amigables y con el mínimo de accesorios y/ó herramientas. i) Garantizar que el material de los componentes en contacto directo con aquellos fluidos que contengan H2S, CO2 y/o agua, cumplan con los lineamientos de la última edición de las normas ISO 15156-1/2/3. j) Comunicarse digitalmente entre sí. Ser totalmente compatibles, sin necesidad de utilizar dispositivos Intermedios, a menos que sean accesorios fabricados y probados por los mismos fabricantes y que se cumpla con el tiempo de actualización de las variables de entrada y el tiempo de cálculo de flujo, de un segundo. El protocolo de comunicación debe cumplir con lo establecido por la NRF-046-PEMEX-2012. El proveedor debe entregar una carta oficial de los fabricantes de los equipos involucrados (dispositivos secundarios y el computador de flujo), donde se comprometan a trabajar en conjunto para cumplir con lo especificado en este inciso. k) Estar protegidos contra interferencias electromagnéticas y de radiofrecuencia. Los instrumentos electrónicos analógicos y digitales deben ser inmunes a interferencia electromagnética (EMI) para lugares

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios l) m) n) o)

p) q) r) s) t)



industriales, en cumplimiento con la IEC 61326. Cumplir con la clasificación de área de acuerdo a lo establecido en las hojas de datos de especificación del Anexo D, incluyendo todos sus accesorios, interfaces y conexiones. Ser equipo de serie, probados e instalados en aplicaciones de medición de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa para transferencia de custodia. Estar diseñados para soportar las condiciones ambientales extremas del lugar de instalación. El proveedor o contratista debe suministrar el SEM completamente integrado con la instrumentación que se especifique en el proyecto. Las canalizaciones, cableado, conexiones y accesorios eléctricos deben cumplir con la clasificación de área (en cumplimiento con la NRF-036-PEMEX-2010) y cumplir con la NRF048-PEMEX-2007. Para la placa de orificio, cumplir con AGA Report 3 Part II y la NRF-162-PEMEX-2011 Medidor de flujo tipo turbina cumplir con el AGA Report No. 7: 2006 Para el medidor de flujo tipo ultrasónico, cumplir con la NRF-081-PEMEX-2004 Para el medidor de flujo tipo Coriolis, cumplir con la NRF-313-PEMEX-2013 Medidor tipo desplazamiento positivo cumplir con el API TR 2571: 2011

8.3.2

Especificaciones y requerimientos particulares

Durante la etapa de adquisición se debe seleccionar el tipo de transmisores a utilizar; de una sola variable o multivariables, Es responsabilidad del proveedor cumplir con las especificaciones correspondientes. 8.3.2.1 Transmisor de presión manométrica. Conforme a la NRF-241-PEMEX-2010 a)

Tipo: Inteligente, con capacidad de comunicación de acuerdo a lo establecido en el inciso j de la sección 8.3.1 y debe ser parte de una red de instrumentos. b) Exactitud: Menor o igual a ±0.1% del alcance (span). c) Estabilidad: ±0.15% del límite máximo del rango (URL), por 6 meses. d) Repetibilidad: ±0.2% del límite máximo del rango (URL). e) Banda muerta: 0.1% del límite máximo del rango (URL). f) Indicación local: Alfa numérico de cristal líquido con 3 ½ dígitos como mínimo. g) Unidades de Ingeniería: Enviar la variable de presión manométrica medida al computador de flujo mediante la comunicación digital utilizando las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo establecidas en la Tabla 4. h) Voltaje de alimentación: voltaje máximo de 36 VCD. i) Protección eléctrica: Contra polaridad invertida. j) Memoria de configuración: No volátil. k) La configuración debe incluir lo siguiente: - Alarmas - Comunicaciones - Ajuste del cero y alcance (span). l) Alarmas: Capacidad de generación de alarmas por sobrepresión, falla de comunicación y mal funcionamiento. Estas alarmas deben ser enviadas hacia el computador de flujo por medio de la comunicación digital utilizada entre ambos. m) Tipo de sensor: Diafragma. n) Material del cuerpo: Acero Inoxidable 316. Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D1




8.3.2.2 Trasmisor de temperatura. Conforme a la NRF-242-PEMEX-2010 8.1.1. Tipo: Inteligente, con capacidad de comunicación de acuerdo a. lo establecido en el inciso j de la sección 8.3.1 y debe ser parte de una red de instrumentos. 8.1.2. Exactitud: Menor o Igual a ±0.2 °C. 8.1.3. Estabilidad: ±0.1 °C del límite máximo del rango (URL) por año de operación. 8.1.4. Repetibilidad ±0.2 °C. 8.1.5. Banda muerta: 0.1 °C 8.1.6. Indicación local: Alfanumérico de cristal líquido con 3 ½ dígitos como mínimo. 8.1.7. Unidades de Ingeniería: Enviar la variable de temperatura medida al computador de flujo mediante la comunicación digital utilizando las Unidades de Entrada requeridas en el Cálculo de Flujo establecidas en la Tabla 4. 8.1.8. Voltaje de alimentación: voltaje máximo de 36 VCD. 8.1.9. Protección eléctrica: Contra polaridad invertida. 8.1.10. Memoria de configuración: No volátil. 8.1.11. La configuración debe incluir lo siguiente: - Alarmas - Comunicaciones - Ajuste del cero y alcance (span). 8.1.12. Alarmas: Capacidad de generación de alarmas por sobrepresión, falla de comunicación y mal funcionamiento. Estas alarmas deben ser enviadas hacia el computador de flujo por medio de la comunicación digital utilizada entre ambos. 8.1.13. Elemento primario: RTD 4 hilos, cargado a resorte. 8.1.14. Material del RTD: Platino (PT-100, Clase A). 8.1.15. Longitud de inserción: Debe estar entre el 60% y 80% del diámetro de la tubería. 8.1.16. Construcción del termopozo: Cónico y bridado. 8.1.17. Accesorios del elemento de temperatura: Incluir la caja de terminales de interconexión del elemento sensor con el transmisor. 8.1.18. Tipo de construcción de la cabeza; Caja de conexiones incluyendo tornillería y tablilla de conexión dúplex de cerámica. 8.1.19. Aislamiento del RTD: Óxido de magnesio. 8.1.20. Material de la vaina: Acero inoxidable 316. 8.1.21. Material del cuerpo: Acero Inoxidable 316. Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D2. 8.3.2.3 Transmisor de presión diferencial. Conforme a la NRF-241-PEMEX-2010 a) b) c) d) e) f) g) h) i)

Tipo: Inteligente, con capacidad de comunicación de acuerdo a. lo establecido en el inciso j de la sección 8.3.1 y debe ser parte de una red de instrumentos. Exactitud: Menor o Igual a ±0.1 % del alcance (span). Estabilidad: Menor o igual a ±0.15 % del límite máximo del rango (URL), por año de operación. Repetibilidad ±0.2 % del límite máximo del rango (URL). Banda muerta: 0.1 % del límite máximo del rango (URL). Indicación local: Alfanumérico de cristal líquido con 3 ½ dígitos como mínimo. Unidades de Ingeniería: Enviar la variable de temperatura medida al computador de flujo mediante la comunicación digital utilizando las Unidades de Entrada requeridas en el Cálculo de Flujo establecidas en la Tabla 4. Voltaje de alimentación: voltaje máximo de 36 VCD. Protección eléctrica: Contra polaridad invertida.




j) k)

Memoria de configuración: No volátil. La configuración debe incluir lo siguiente: - Alarmas - Comunicaciones - Ajuste del cero y alcance (span). l) Alarmas: Capacidad de generación de alarmas por sobrepresión, falla de comunicación y mal funcionamiento. Estas alarmas deben ser enviadas hacia el computador de flujo por medio de la comunicación digital utilizada entre ambos. m) Tipo de sensor: Diafragma. n) Múltiple: Suministrarse con múltiple de válvulas de cinco vías; cuerpo e interior de acero inoxidable 316; con 2 puertos para prueba, dren o venteo, incl uyendo tapones. o) Material del cuerpo: Acero inoxidable 316.

Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D3. 8.3.2.4 Trasmisor multivariables. Conforme a las Conforme a la NRF-148-PEMEX-2010 NRF-241PEMEX-2010 y Conforme a la NRF-242-PEMEX-2010

a)

Tipo: Inteligente, con capacidad de comunicación de acuerdo a. lo establecido en el inciso j de la sección 8.3.1 y debe ser parte de una red de instrumentos. b) Exactitud para presión manométrica y diferencial: Menor o igual a ±0,1% del alcance (span). c) Estabilidad para presión manométrica y diferencial: ±0.15% del rango superior ajustable, por año de operación. d) Repetibilidad de la presión manométrica: ± 0.2% del límite máximo del rango (URL). e) Repetibilidad de la presión diferencial: ± 0.2% del límite máximo del rango (URL). f) Banda muería: 0.1 % del límite máximo del rango (URL) para presión estática y diferencial. g) Exactitud para temperatura: Menor o igual a ± 0.6 °C. h) Estabilidad para temperatura: ± 0.6 °C del límite máximo del rango (URL) por año de operación. i) Repetibilidad de la temperatura: 0.2 °C. j) Elemento primario: RTD 4 hilos, cargado a resorte. k) Material del RTD: Platino (FT-100, Clase A). l) Longitud de inserción: Debe estar entre el 60% y 80% del diámetro de la tubería. m) Accesorios del elemento de temperatura: Incluir la caja de terminales de interconexión del elemento sensor con el transmisor. n) Construcción del termopozo: Cónico y bridado. o) Tipo de construcción de la cabeza: Caja de conexiones de acuerdo a la clasificación de área incluyendo lomillería, tablilla de conexión cerámica y resortes de opresión del RTD. p) Aislamiento del RTD: Óxido de magnesio. q) Material de la vaina: Acero inoxidable 318. r) Indicación local: Alfanumérico de cristal líquido con 314 dígitos como mínimo. s) Unidades de Ingeniería: Enviar las variables medidas de flujo, temperatura, presión, correspondientes, al computador de flujo mediante la comunicación digital utilizando las Unidades de Entrada requeridas en el Cálculo de Flujo establecidas en la Tabla 4. t) Voltaje de alimentación: voltaje máximo de 36 VCD. u) Protección eléctrica: Contra polaridad invertida. v) Memoria de configuración: No volátil. w) La configuración debe incluir lo siguiente: - Alarmas - Comunicaciones - Ajuste del cero y alcance (span).

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios x) y) z)



Alarmas: Capacidad de generación de alarmas por sobrepresión, falla de comunicación y mal funcionamiento. Estas alarmas deben ser enviadas hacia el computador de flujo por medio de la comunicación digital utilizada entre ambos. Múltiple: Suministrarse con múltiple de válvulas de tres vías; cuerpo e interior de acero inoxidable 316; con 2 puertos para prueba, dren o venteo, Inclu yendo tapones. Material del cuerpo; Acero inoxidable 316.

Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D4. 8.3.2.5 Cromatógrafo de gases. El suministro de un cromatógrafo debe cumplir las especificaciones que se establecen en esta sección y en forma adicional con lo establecido en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D5. En el supuesto caso de que por otras razones el usuario decida no adquirir un Cromatógrafo, el computador de flujo debe estar preparado para recibir la información de un Cromatógrafo con toda la funcionalidad especificada o bien, tener la facilidad de introducir los valores de composición de la mezcla del gas manualmente. 8.3.2.5.1 a) b) c) d) e) f) g) h)

Sistema de análisis

Repetibilidad: ±126 Cal. /252000 Cal (±0.5 BTU/1000 BTU). Componentes de análisis: C1, C2, C3, iC4, nC4, iC5, nC5, C6+, CO2 y N2. Diseño: Cumplir con las recomendaciones y especificaciones que se indican en la última edición de. la norma API RP 555. secciones 1, 2.2, 2.3, 3.2, 6.3.1.1, 6.3.1.2, 6.3.2.4, 6.3.2.5, 6.3.2.6, 17.6.1.6, 17.6.1.7, 17.6.3.1, 17.6.3.2, 17.7.2. Cámara térmica de separación: Con control de temperatura sin requerimiento de aire. Tiempo de análisis: 5 minutos máximo por cada corriente, para el análisis de los componentes indicados en el inciso b. Método de determinación: Detector de Conductividad Térmica (TCD). Calibración: Automática y configurable. Gas de Referencia: - Suministrar un cilindro conteniendo el gas de referencia para calibrar el cromatógrafo en sitio. - Su preparación debe cumplir con lo establecido en la sección 7 y el apéndice X1 del estándar. ASTM D1945, de acuerdo a lo establecido por la NOM-001-SECRE-2010. - Suministrar el certificado de calidad de acuerdo a lo Indicado en el numeral 3 de la norma NMX-CH6141-IMNC-2007; adicionalmente debe indicarse la trazabilidad correspondiente, si ésta aplica. El certificado de calidad, donde se indique la composición del gas de referencia debe estar adherido al cilindro. - Capacidad tal que su tiempo de utilización sea de 1 año, considerando para ello la realización de al menos una corrida de calibración del cromatógrafo una vez por semana. El proveedor debe informar por escrito el tiempo estimado de duración de los cilindros de calibración. - Sistema de calentamiento: El proveedor debe garantizar una temperatura de operación adecuada en el cilindro del gas patrón de acuerdo a lo descrito en el inciso g de la sección 8.3.2.5.3. En caso de ser necesario el suministro de un sistema de calentamiento para el cilindro de gas de referencia, éste debe ser del tipo automático y debe garantizar una temperatura controlada de al menos 11 °C (20° F) por arriba de la temperatura de rocío de este gas. Adicionalmente se debe considerar dentro del suministro del sistema de calentamiento, el monitoreo de la presión y temperatura del cilindro, y los dispositivos de seguridad necesarios para garantizar que no se presente una presurización excesiva del cilindro. Los métodos de calentamiento para el cilindro conteniendo el gas patrón podrán ser: baño de agua, chaqueta de calentamiento, cintas de calentamiento o cámara de calentamiento. - Suministrarse con conexiones, reguladores de 2 etapas con manómetros, válvulas de corte y de purga.


i)

j)

PÁGINA 37 DE 105

Electrónica del Cromatógrafo (Controlador).

Secuencias de control. Alarmas: de la calibración y del desempeño del equipo. Datos de entrada de la composición del gas de referencia. Tipo de cálculos a realizar. Tiempos de la secuencia de control. Puerto de comunicación. Periodo de autocalibración. Claves de acceso.

Puertos de comunicación:

-

c) d)

Rev.: 0

Configuración:

b)


- Suministrar los accesorios de montaje de los cilindros, así como todo el tubing y conexiones necesarias entre los cilindros, contenedores y el analizador. Gas de arrastre: - Suministrarse de acuerdo al Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D5. El proveedor debe indicar el tipo de gas de arrastre, capacidad y cantidad de cilindros necesarios para el cromatógrafo a suministrar. - Debe suministrarse con un arreglo de válvulas que permita seleccionar entré dos fuentes de gas de arrastre para operar el cromatógrafo de forma ininterrumpida. - Suministrarse con conexiones, reguladores de 2 etapas con manómetros, válvulas de corte y de purga. - No debe ser utilizado para actuar las válvulas internas o externas del cromatógrafo. - Suministrar un sistema de protección para indicar que el gas de arrastre se terminó. Descargas: El gabinete del cromatógrafo debe incluir conexiones rápidas (bulkhead) de acero inoxidable 316, para facilitar su conexión hacia el exterior.

8.3.2.5.2 a)


Con computador de flujo: Señal de salida con capacidad de comunicación, de acuerdo a lo establecido en el inciso j de la sección 8.3.1. Los valores de composición, poder calorífico y gravedad específica, enviados al computador de flujo, deben estar en las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo establecidas en la Tabla 4. Con impresora: Puerto paralelo o serial; para impresión en sitio del cromatograma y reportes de análisis y calibración. Con equipo de configuración: Puerto serial para la comunicación con el configurador a suministrar.

Autodiagnóstico: Comprobación de memoria y configuración. Cálculos:

- Contener en memoria la base de datos de las propiedades de componentes de la última revisión de la norma GPA 2145 o equivalente, par a calcular peso molecular y poder calorífico bruto (grosso) del hidrocarburo en fase gaseosa. - Calcular el poder calorífico de acuerdo a lo establecido en las ecuaciones 12 y 13 para enviar al computador de flujo el correspondiente a las condiciones de 1.03562211 kg/cm2 @ 15.55 °C (14.73 Ibs/plg2 @ 80°F). - Calcular la gravedad específica del gas a condiciones estándar de 1.03562211 kg/cm2 @ 15.55 °C (14.73 Ibs/plg2 @ 6QT) y enviarla al com putador de flujo. e)

Características del informe del análisis:

-

Nombre. Fecha y hora. % mol de cada componente. Poder calorífico de cada componente y de la mezcla. Peso molecular de la mezcla. Gravedad específica de cada componente y de la mezcla. Tiempo de análisis Eventos y alarmas.




Características del informe de calibración: Para cada corrida de calibración se debe mostra r.

- Numero de corrida. - Fecha y hora. - Tabla comparativa donde se muestre la composición (nombre y %mol de cada componente) del gas patrón (configurado por el operador) y la del gas patrón analizado durante la calibración junto con la desviación en porcentaje de cada uno de los componentes. - Alarma, en caso de no cumplir con la tolerancia definida. - Sumatoria en-%mol de la composición analizada. g) h)

Capacidad de memoria: 90 calibraciones y 4 días de análisis. La unidad electrónica debe tener las siguientes características:

- Electrónica modular. - Auto-cero electrónico. - Batería de respaldo para memoria volátil: Capacidad de respaldo por 6 meses, sin suministro de energía, para la información de configuración y reportes. Debe contar con un dispositivo que indique que la batería esta próxima a descargarse. - Alarmas audiovisuales para las desviaciones de temperatura del detector; desviación del cero electrónico (línea base); desviación del alcance (span) para cada componente; falla del suministro, de gas de arrastre y referencia. - Las señales de salida deben ser eléctricamente aisladas. i)

Alambrado: Terminar en caja de conexiones a prueba de explosión (señalización y suministro).

8.3.2.5.3 Sistema de muestreo. a) b)

c) d) e)

f) g)

Suministrarse completamente armado y alambrado. Suministrarse con todos los accesorios necesarios para obtener y suministrar la muestra (vaporizadores, secadores, filtros, enfriadores, calentadores, rotámetros, indicador de presión de la muestra, indicador de flujo de la muestra, Indicador de temperatura de la muestra, válvula de relevo para protección del analizador, manómetros a la entrada y salida del regulador dé presión, etc.). Todos los materiales en contacto con la muestra deben ser de acero inoxidable 316. Diseñado y construido de tal forma que la distancia existente entre la probeta de muestreo y el cromatógrafo sea la mínima posible. Representatividad de la muestra: - La instalación debe garantizar la renovación del gas dentro del sistema de muestreo a cada muestra realizada. - La velocidad de flujo en el sistema de muestro debe estar en el rango de 6-12 m/s (20-40 ft/s) - Entregar una memoria de cálculo donde se muestre el dimensionamiento de materiales e instalación, tal que garantice el cumplimiento de este inciso: tipo de tubing, longitud del sistema de muestreo, uso de un acelerador de muestra “fast loop”, velocidad calculada en el sistema de muestreo, volumen del sistema de muestreo. Cumplir con las normas ambientales y de seguridad que rigen las estaciones de medición para considerar la reincorporación o el desecho a la atmósfera tanto del gas muestreado como del gas utilizado durante las calibraciones. Reporte técnico que incluya: - La determinación de las temperaturas de rocío, de los gases de proceso y referencia mediante los análisis de fase. - Un resumen del método empleado para calcularlo (análisis de laboratorio o procedimiento de cálculo). - Un análisis para determinar sí es requerido un sistema de calentamiento para el sistema de muestreo del cromatógrafo, sistema de muestreo del gas de referencia y del cilindro conteniendo el gas de referencia, basándose en las temperaturas mínimas reportadas para la zona geográfica donde se ubique la estación; garantizando que la temperatura del gas muestreado a lo largo de dichos sistemas de muestreo deba ser al menos 11°C (51.8°F) por e ncima de sus respectivas temperaturas de rocío. Si




la temperatura ambiente mínima del lugar es menor al valor de la temperatura de rocío de alguno de los gases (muestreado y patrón), se debe considerar la activación automática del sistema de calentamiento para todo el sistema de muestreo del gas a medir y del gas de referencia. h) Sistemas de calentamiento: - Cumplir con la clasificación de área de acuerdo a lo descrito en las Especificaciones Complementarias (ver anexo D5). - Incluir dispositivos limitadores o controladores de temperatura automáticos. - Ser de un proveedor especialista en estos equipos y utilizados en sistemas similares. - Los métodos de calentamiento del sistema de muestreo podrán ser cualquiera, de los siguientes: vapor, agua o eléctrico. i) Acondicionamiento de muestra: - La sonda de muestreo a ofertar debe garantizar que no exista un cambio de fase debido a la reducción de presión en su paso hacia el sistema de muestreo del analizador. Se debe incluir un regulador de presión acorde a las condiciones de presión de la tubería y con una salida compatible con el valor de presión de entrada del cromatógrafo y además se debe incluir un filtro tal que no cause cambio alguno en la composición del gas muestreado - Probetas: - Tipo “pitot”. - Material de acero inoxidable 316. - Conexión a proceso: Bridada. - Inserción al tercio central de la tubería de proceso. - Estar localizada como mínimo 5 D aguas abajo de un elemento que genere turbulencia; donde D es el diámetro nominal de la línea donde se instalará la probeta de muestreo. - Ser de tipo retráctil y suministrarse con los accesorios necesarios para su remoción total en operación. - Autorregulable. - Diseñar y construir el sistema de muestreo de tal forma que se eviten los cambios repentinos de dirección, que se incluya la menor cantidad de accesorios y sin soldaduras en las líneas de conducción de la muestra. - Acondicionar todas las muestras de las corrientes de proceso con los elementos que sean necesarios para permitir que el cromatógrafo opere durante periodos largos y siempre en fase gas. Tales como filtros, controles de presión, control de flujo, indicadores y válvulas check. - Suministrar un sistema de filtros tipo Gene, con una botella recuperadora de líquidos, en forma tal que se pueda purgar constantemente los líquidos que son arrastrados en el flujo y evitar que pasen al cromatógrafo. j) Líneas de conducción de la muestra: De acero inoxidable 316; sin costura; de 1/8 -1/4 de pulgada de diámetro, con espesor de pared de 0.035 pulgadas. k) El suministro del sistema de muestreo debe prever que la instalación y operación deba cumplir con las recomendaciones y especificaciones que se indican en la última edición de API 555 sección 4.3.7.4. o equivalente. l) Suministrar un muestreador manual o automático como equipo auxiliar, el cual es independiente del cromatógrafo, para verificar en laboratorio la repetibilidad. La selección del tipo y características del muestreador debe realizarse conforme a lo siguiente: - Ultima revisión de GPA 2166 “Obtaining Natural Gas Samples for Analysis by Gas Chromatography” secciones 4, 5 y 6, o equivalente. - API 14.1 "Coliecting and Handling of natural Gas Samples for Custody Transfer” sección o equivalente. - Se debe suministrar un sistema de toma de muestra que cumpla con lo especificado en los incisos b, c, e, i de esta sección, y de acuerdo a las características del fluido. - El contenedor de la muestra debe ser suministrado con todos los accesorios necesarios para evitar fugas. m) En caso de que el muestreador seleccionado por el proveedor sea de tipo automático, todo el equipo y accesorios electrónicos deben ser compatibles con el computador de flujo y deben estar resguardados en un


n)



gabinete clasificado de acuerdo a la clasificación de área descrita en las Especificaciones Complementarias (ver anexo D5). Entregar memorias de cálculo, diagramas típicos de instalación y diagramas “as -built" para verificar que está cumpliendo con lo que se indica en esta sección.

Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D5.

8.3.2.6 Computador de Flujo. El proveedor debe considerar el suministro de un Computador de Flujo con Ia capacidad de realizar los procedimientos de cálculo referidos en Ia sección 8.2, correspondientes a cada tipo de medidor primario; así mismo, con las funcionalidades necesarias para generar y resguardar Ia información de los registros especificados en las secciones 8.1.1.1, 8.1.1.3, 8.1.1.4, 8.1.1.5 y 8.1.1.6, pertenecientes al Registro de Control y Seguimiento. El computador debe realizar los cálculos en sitio; ésto es, debe adquirir continuamente Ia información que envían los dispositivos secundarios correspondientes a cada variable flujo, de acuerdo al tiempo de actualización establecido en el inciso r de Ia sección 8.3.1.1 y cumplir con el tiempo de cálculo de flujo establecido en el inciso s de Ia misma sección. De manera opcional, si en el proceso de adquisición se requiere el uso de un tren maestro para Ia calibración del medidor primario del SEM, el computador debe estar preparado para conectarse a este tren y contar con Ia capacidad de realizar dicha calibración, de tal manera que cumpla con Ia funcionalidad descrita en las secciones 8.3.1.3.2.1, 8.3.1.3.3.1 y con las especificaciones de comunicación con el tren maestro de Ia sección 8.3.1.2. Las especificaciones técnicas para el suministro e instalación del tren maestro no son alcance de esta Norma de Referencia. El computador de flujo, con excepción del usado con placa de orificio, debe guardar al menos seis valores de factor de medidor, para la caracterización de la curva de calibración. El computador a suministrar no debe ser un prototipo, ni un equipo en fase de prueba "BETA". Lo anterior, con fundamento en el artículo 10 de la LFMN que dice: “Los instrumentos para medir y patrones que se fabriquen y que se encuentren sujetos a NOM requieren, previa su comercialización, aprobación del modelo o prototipo por aprte de la Secretaría de Economía sin perjuicio de las atribuciones de otras dependencias”.

8.3.2.6.1 Equipo (hardware). El Computador de Flujo debe cumplir con lo siguiente: a) b)

Diseñado y configurado para cumplir con los requerimientos que se indican en está Norma de Referencia. Diseño modular: La electrónica debe estar diseñada de tal forma que permita Ia expansión en su funcionalidad y capacidad, además de un fácil acceso para mantenimiento. c) Actualización del algoritmo de cálculo: Facilidad de actualización conforme a nuevas revisiones de normatividad. Intercambiable o reprogramable, sin implicar el cambio de Ia tarjeta principal del procesador, y debe poder realizarse en sitio. d) Algoritmo de cálculo: Debe cumplir con las ecuaciones de Ia sección 8.2: con las secuencias de cálculo del Anexo A; y con lo establecido en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6. Lo anterior, de acuerdo a cada aplicación. e) Respaldo de información: Retención de Ia información generada para el Registro de Control y Seguimiento, en ausencia de alimentación eléctrica, por un período de 6 meses. En caso de utilizar




memoria RAM con batería de respaldo, ésta debe ser reemplazable y/o recargable, y con una duración de 10 años en Operación normal de Ia unidad. f) Reloj de tiempo real: Con desviación máxima de 1 segundo/día. g) Diagnóstico: Debe tener rutinas de autodiagnóstico para verificación de Ia memoria y el equipo (hardware). h) Monitoreo de desempeño (watchdog): Requerido, con una alarma que debe activarse al detectarse un mal funcionamiento. i) Tiempo de retención de datos de medición: Capacidad de almacenamiento de los Últimos 35 días, como mínimo, de los datos contenidos en el Registro de Transacción de Cantidad del Producto y en el Registro de Calidad del Producto. j) Tiempo de retención de eventos y alarmas: Capacidad de almacenamiento de 600 eventos y/o alarmas. k) Resguardo del Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo: Capacidad de resguardar los datos contenidos en este registro cada vez que se realice Ia petición de esta funcionalidad y de imprimirlo en sitio o enviarlos al sistema IHM para su impresión futura. l) Configuración y monitoreo local: Capacidad de acceso y edición local de las variables y parámetros del proceso, mediante una pantalla y un medio de acceso correspondiente: teclado local, remoto, interface vía infrarroja o magnética. m) Tipo de montaje: De acuerdo a Ia aplicación, según se indique en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6. n) Voltaje de alimentación 24 VCD; voltaje máximo 36 VCD o) Entradas: - Analógicas: En caso de que se requiera, durante el proceso de adquisición mediante el Formato de Especificaciones Complementarias en el Anexo D6, Ia interconexión de los analizadores de humedad, sulfhídrico o azufre total, se deben incluir el número de entradas requeridas, con señal de 4-20 mA, con una resolución mínima de 12 bits y compatible con el dispositivo a monitorear. - Digitales: Con protocolo de comunicación de acuerdo a Ia NRF-046-PEMEX-2012 y lo que se indique en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D. Los puertos de comunicación que se deben considerar son los siguientes: - Puerto dedicado para Ia comunicación con el sistema IHM, en caso se haya requerido. - Puerto dedicado para Ia comunicación con los transmisores (presión manométrica, presión diferencial, temperatura o multivariables). El número de puertos dependerá del número de instrumentos punto a punto, o de redes, a comunicar. En caso de que el transmisor este asociado al Computador de Flujo y no sea necesario este puerto, se debe omitir este inciso. En caso de que se requiera durante el proceso de adquisición, mediante el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6, Ia utilización de un cromatógrafo en línea, Ia interconexión hacia un sistema superior, Ia funcionalidad de impresión en sitio, o el uso de medidores ultrasónicos, se deben considerar los siguientes puertos de comunicación correspondientes: - Puerto dedicado para Ia comunicación con el cromatógrafo, en caso de requerirse. - Puerto dedicado para Ia comunicación con un sistema superior, en caso de que se requiera. - Puerto dedicado para Ia comunicación con el SFI, en caso de que Ia aplicación lo requiera. - En caso de que Ia comunicación con el SFI sea con señales discretas, éste puerto puede ser omitido. - Puerto dedicado para Ia comunicación con una impresora local, en caso que se requiera. Puerto dedicado para Ia comunicación con el medidor ultrasónico, en caso de que Ia aplicación lo requiera. El número de puertos para este fin dependerá del número de redes o instrumentos punto a punto a comunicar. - Puerto dedicado para Ia comunicación con el medidor maestro del tipo Ultrasónico, en caso de que Ia aplicación requiera de un sistema con tren maestro. - Puerto dedicado para Ia comunicación con los transmisores de presión y temperatura, en caso de que Ia aplicación requiera de un sistema con tren maestro.




- Frecuencia (pulsos): - Dos señales en frecuencia por cada medidor tipo turbina, compatibles con Ia señal de salida de su transmisor; en caso de que Ia aplicación requiera este tipo de medidores. - Una señal en frecuencia por cada medidor tipo ultrasónico o Coriolis compatibles con Ia señal de salida de su transmisor; en caso de que Ia aplicación requiera este tipo de medidores. - Discretas: - En caso de que Ia comunicación con el SFI sea por este medio, el computador debe recibir el número y tipo de señales de voltaje requeridas por el dispositivo monitoreado. En caso de requerirse entradas adicionales de cualquier tipo para fines de control, el Computador de Flujo debe ser dimensionado para cumplir con el número y tipo de señales que se describa durante el proceso de adquisición, y cumplir con lo especificado en el inciso e de Ia sección 8.3.1.3. p) q) r)

s)

Salidas: En caso de requerirse salidas de cualquier tipo para fines de control, el Computador de Flujo debe ser dimensionado para cumplir con el número y tipo de señales que se describa durante el proceso de adquisición, y cumplir con lo especificado en el inciso e de Ia sección 8.3.1.3. Aislamiento eléctrico: Todos los canales de entradas y salidas deben estar aislados eléctricamente de los equipos de campo. Tiempo de actualización de variables de flujo: - Las señales de presión, temperatura y presión diferencial deben ser actualizadas como máximo cada segundo. - El tiempo máximo de actualización para señales del cromatógrafo debe ser de 5 minutos por corriente a analizar. Tiempo de cálculo: El resultado del cálculo de flujo debe ser actualizado como máximo cada segundo. El tiempo de cálculo puede ser mayor, siempre y cuando se demuestre en las pruebas de fábrica, que Ia incertidumbre en el cálculo de flujo al utilizar este tiempo mayor, es menor o igual al 0,05% de Ia incertidumbre que se obtendría al utilizar un tiempo de cálculo de un segundo para todas las condiciones de flujo que incluye flujos con variaciones extremas.

Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6 y lo especificado en las secciones b.4.1 y C.3.2.1 de acuerdo al tipo de medidor.

8.3.2.6.2 a)

b)

c)

Comunicaciones digitales

Comunicación con transmisores: La comunicación hacia los transmisores de presión, presión diferencial y temperatura o multivariables debe será través de una o más redes de instrumentos, o comunicación punta a punto, teniendo como premisa el cumplir con el tiempo de actualización de variables de flujo descrito en el inciso r de Ia sección 8.3.1.1. El número de puertos necesarios en el computador de flujo para realizar está comunicación dependerá del número de redes o instrumentos punto a punto a comunicar. Comunicación con cromatógrafo: En caso de requerirse, durante el proceso de adquisición, un cromatógrafo, debe existir un puerto dedicado para Ia comunicación con éste, teniendo como premisa el cumplir con el tiempo de actualización de variables de flujo descrito en el inciso r de Ia Sección 8.3.1.1. Las variables que debe leer el Computador de Flujo del cromatógrafo son Ia composición detallada del hidrocarburo en fase gaseosa, poder calorífico a condiciones estándar de 1.03562211 kg/cm 2 @ 15.55 °C (14.73 lbs/plg2 abs @ 60 °F) y Ia gravedad específica también a Condiciones estándar. En caso de requerirse un cromatógrafo multicorrientes, el Computador de Flujo debe tener Ia capacidad de manejar correctamente Ia información enviada por el cromatógrafo para cada corriente de flujo a medir. Comunicación con medidores ultrasónicos: Debe ser a través de una red entre medidores ultrasónicos o comunicación punto a punto. El Computador de Flujo debe manejar a través de este puerto, las señales de diagnóstico y configuración del medidor.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios d) e)

f)

g)

h) i)

j)

k)

l)



Comunicación al sistema IHM, en caso se haya requerido: Debe existir un puerto dedicado que permita Ia transferencia de datos. Comunicación con un sistema superior, en caso se haya requerido: Debe existir un puerto dedicado con protocolo y arquitectura compatible con Ia red o equipo utilizado para interconexión con un sistema superior. El protocolo de Comunicación a utilizar deber cumplir con lo especificado en Ia NRF-046PEMEX-2012. Comunicación con impresora local: En caso de requerirse, durante el proceso de adquisición y en el Formato de Especificaciones Complementarias C6, Ia funcionalidad del computador para imprimir en sitio, debe existir un puerto dedicado para imprimir localmente Ia información generada por el computador, perteneciente al Registro de Control y Seguimiento, así como los informes de calibración en sitio descritos en las secciones 8.3.2.6.3.2.1, 8.3.2.6.3.3.1. Adicionalmente, si así se especifica en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6, se debe considerar el suministro de una impresora compatible con el Computador de Flujo, de tipo láser y con puertos paralelo y serial Comunicación con tren maestro: Aplica para medidor maestro del tipo Ultrasónico en los siguientes casos, en caso de que Ia aplicación lo requiera. - Tren maestro móvil: Debe existir un puerto dedicado para Ia comunicación con el medidor maestro; además, debe existir otro puerto dedicado para Ia comunicación con los transmisores de presión y temperatura del tren maestro. - Tren maestro permanente: Se pueden omitir los puertos descritos anteriormente, comunicando su medidor maestro y transmisores a Ia red de instrumentos del SEM. Comunicación con Sistema de Fuerza lninterrumpible (SFI), en caso se haya requerido: Mediante un puerto serial y/o señales discretas, para monitorear su estado. Mapa de memoria: Se debe entregar el documento que contenga el mapeo de datos del Computador de Flujo incluyendo Ia Dirección de memoria y su descripción. Los datos incluidos deben ser todos los correspondientes al Registro de Control y Seguimiento almacenado en el Computador de Flujo; además, los registros de memoria del usuario para Ia configuración de funciones, variables y constantes. El computador de flujo debe permitir el acceso de lectura/escritura a su mapa de memoria de datos desde el IHM y, en caso de requerirse, desde un sistema superior. Protocolos de comunicación: Los protocolos de comunicación entre dispositivos primarios (medidor Ultrasónico), secundarios (transmisores, cromatógrafo) y terciarios (computador de flujo), deben cumplir con lo especificado por Ia Norma de Referencia NRF-046-PEMEX-2012 y deben permitir el cumplimiento con los tiempos de actualización de variables de flujo establecidos en el inciso r de Ia sección 8.3.1.1 de está Norma de Referencia. Todo protocolo de comunicación digital utilizado debe contener un sistema efectivo para Ia detección de errores en Ia información. Comunicación con otros dispositivos de red y/o usuario: Debe existir, en el caso que Ia aplicación lo requiera, un puerto dedicado para Ia comunicación del Computador de Flujo - de manera horizontal y/o vertical- hacia otros dispositivos (computadores de flujo, equipos de red, dispositivos de control y usuario), y tener Ia capacidad de realizar las funciones de maestro/esclavo, dependiendo de Ia aplicación. El puerto y protocolo deben ser congruentes a Ia aplicación y utilizar un protocolo de acuerdo con lo especificado en Ia Norma de Referencia NRF-046-PEMEX-2012. Topología: La comunicación entre todos los equipos y sistemas que constituyen el SEM, debe ser conceptualizada dependiendo de la aplicación y debe ser tal que permita el flujo de información hacia el computador, el sistema IHM y el sistema superior, cumpliendo con los requerimientos de tiempo de actualización y funcionalidades establecidos en esta Norma de Referencia.



8.3.2.6.3



Funcionalidades

El Computador de Flujo debe ser suministrado con Ia programación y configuración necesarias para cumplir con los incisos a al p de esta sección y con lo especificado en las secciones 8.3.2.6.3.1, 8.3.2.6.3.2, 8.3.2.6.3.3, o C4 de acuerdo al tipo de medidor a utilizar. a) b)

c)

d) e)

f)

Comunicación con dispositivos secundarios: En forma digital, que cumpla con el inciso j de la sección 8.3.1 de esta Norma de Referencia. La comunicación con los transmisores de flujo debe incluir Ia recepción y procesamiento de las alarmas generadas por éstos, y su resguardo en el Registro de Eventos y Alarmas. Sistema de Fuerza lninterrumpible (SFI): El Computador de Flujo debe recibir los eventos y/o alarmas siguientes, mismos que deben resguardarse en su Registro de Eventos y Alarmas. - Fallas de suministro eléctrico principal. - Fallas correspondientes al sistema del SFI. - Estado de baterías. - Niveles críticos de voltaje. lmpresión en sitio configurable: lmpresión en sitio, en caso de requerirse dicha funcionalidad en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6, mediante una impresora local externa y utilizando un puerto de salida dedicado, de los informes con los datos de los siguientes registros: Registro de Transacción de Cantidad del Producto; Registro de Calidad del Producto; Registro de Eventos y Alarmas; Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición; y Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo. La impresión debe ser configurable, de tal manera que los informes contengan los datos de los intervalos de días y horas deseados por el usuario. Sistema de acceso: Tener un sistema de claves y niveles de seguridad para evitar Ia modificación no autorizada de Ia configuración, programa y datos de Operación del computador. Debe proveerse con dos niveles de seguridad como mínimo para monitoreo y configuración. Aplicación: Estar dedicado al proceso de medición. En caso de que durante el proceso de adquisición se requiera incluir, en Ia funcionalidad del Computador de Flujo, cualquier tipo de control de proceso, este debe estar restringido a las acciones de control pertenecientes a Ia estación de medición asociada al computador. Es responsabilidad del proveedor verificar y demostrar, en las pruebas de fábrica, que los tiempos de refresco de señales y tiempo de cálculo cumple con lo descrito en Ia sección 8.3.1.1, incisos r y s, cuando las funciones cálculo y control se estén ejecutando a plena carga. El proveedor debe dimensionar el Computador de Flujo con Ia capacidad necesaria para realizar las funcionalidades específicas de Ia aplicación, incluyendo Ia expansión que se establezca en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6, en cuanto a sus características de entradas/salidas, memoria, comunicaciones u otras. Uniformizar el manejo de unidades de ingeniería de acuerdo a lo expresado en Ia Tabla 4 y en el siguiente orden: 1. Leer las variables de flujo provenientes de los transmisores así como Ia composición y poder calorífico del gas medido desde el cromatógrafo, dadas en Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo. 2. Realizar los cálculos de flujo, utilizando las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo. 3. Hacer el totalizado de flujo volumétrico, másico o de energía, conservando las unidades empleadas en el punto 3. 4. Convertir los resultados obtenidos en los pasos 3 y 4 a las Unidades del Registro de Control y Seguimiento, utilizando los factores de conversión que se indican en Ia Tabla 4. 5. Generar el Registro de Control y Seguimiento, expresando los datos y resultados tanto en las Unidades del Registro de Control y Seguimiento como en las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo, tal como se indica en el inciso a de Ia sección 8.1. 6. Mostrar los resultados en el indicador local del Computador de Flujo en Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo y en las Unidades del Registro de Control y Seguimiento.




TABLA 4. Unidades de Ingeniería que deben ser utilizadas en los SEM. Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo (Sistema Ingles)

Factor de conversión (Norma BSI BS 350 2004)

dr Dr

pulg. pulg.

1pulg. =0.0254 m 1pulg. =0.0254 m

hv

BTU/ pie estándar

3

1 BTU/ pie estándar = 37.258946 kJ/m

kJ/m

Pf Tf hw ρ

lb/pulg °F pulg. H2O lb/pie

1 lb/pulg = 6.894757 kPa °C=(°F - 32)/1.8 1 pulg.H2O = 0.2490889 kPa 1lb/pie = 16.01846 kg/m

kPa °C kPa kg/m

Composición

%mol

1.0

%mol

Patm

lb/pulg abs

11b/pulg abs = 6.894757 kPa

kPa

μ

lb/pie-s Millones de pies cúbicos estándar por día (MMPCED) Millones lb/ por día Millones BTU/D

1 lb/pie-s = 1.488 kg/m-s

kg/m-s

Qv Qm Qe

g) h)

Unidades del registro de control y seguimiento (Sistema General de Unidades)

Nombre de Ia variable

2

m m

3

3

2

3

3

3

1 MMPCED = 0.0283166 Millones m /D

Millones m /D

1 lb/ por día= 4.53E-4 Ton/D 1 MMBTU/D=252.164 Millones cal/D

Ton/D Millones Cal/D

Realizar todos los cálculos intermedios sin realizar ningún tipo de truncamiento, redondeo o aproximación. Desplegar los datos y resultados, en el indicador local y en el Registro de Control y Seguimiento, con una resolución de dos cifras decimales, mediante un redondeo o simple; sin realizar ningún tipo de truncamiento, redondeo o aproximación en los datos residentes en Ia memoria. i) Tomar los valores de los Parámetros constantes de flujo con tres cifras significativas después del punto decimal. j) Guardar, en el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo, los valores de las variables de flujo provenientes de los transmisores y analizadores, así como los datos de los parámetros de constantes de flujo, con el número original de cifras significativas después de Ia coma decimal. k) lntroducir manualmente, los datos de Ia composición detallada de Ia mezcla de gas, poder calorífico y gravedad específica para utilizarlos como datos fijos, según lo indica el inciso n. l) Estar protegido contra reinicializaciones manuales. m) Modo de calibración: - Capacidad de cálculo de flujo mientras se está realizando Ia calibración de algún transmisor, utilizando el valor fijo configurado en el Computador de Flujo de Ia variable que está siendo calibrada y utilizándolo, junto con las otras variables que estén en línea, para calcular el flujo. - Continuar generando el Registro de Transferencia de Cantidad de Producto y el Registro de Calidad del Producto mientras el Computador de Flujo está en modo calibración - Generar el evento correspondiente indicando su fecha, hora de inicio y hora de terminación. n) Falla de dispositivos secundarios: AI fallar cualquier dispositivo secundario se debe proceder a lo siguiente: - Generar y registrar Ia alarma correspondiente en el Registro de Eventos y Alarmas indicando Ia variable con falla, fecha, hora de inicio y hora de restablecimiento. - Utilizar el dato configurado manualmente para Ia variable de entrada con falla, y seguir realizando el cálculo de flujo (ver Configuración de datos fijos en Ia Tabla 1). - Indicar en el Registro de transacción de Cantidad del Producto que los valores de las variables en falla y los valores de flujo correspondientes, fueron calculados con valores fijos, mediante una etiqueta denominada "Valores utilizados con falla en dispositivos secundarios".


o) p)



- Continuar generando el Registro de Transferencia de Cantidad de Producto y el Registro de: - Calidad del Producto aún cuando persista Ia falla. - Si Ia falla es del cromatógrafo, se debe tener Ia capacidad de realizar Ia actualización manual de Ia composición, poder calorífico y gravedad específica en el Computador de Flujo y ésta debe ser utilizada para seguir realizando el cálculo de flujo. - Generar un código de calidad, tipo bit, en el Registro de Transacción de Cantidad del Producto que indique, mediante un 0, cuando no existan alarmas ni eventos que condicionen Ia integridad de Ia cantidad de flujo medida y 1 en caso contrario. Aplicaciones bidireccionales: En caso que se requiera dicha aplicación, se debe generar un Registro de Control y Seguimiento independiente para cada sentido de flujo. Aplicaciones con varios trenes de medición: En caso de que el Computador de Flujo realice cálculos individuales para varios trenes de medición que constituyen una estación, debe tener Ia capacidad de acumular las cantidades de volumen en un total para Ia estación de medición.

8.3.2.6.3.1

Medidor tipo placa de orificio.

a)

Selección de rango de medición: Capacidad de selección automática entre dos transmisores de presión diferencial con diferentes rangos de calibración, en caso de que se requiera cubrir dos intervalos de medición flujo muy diferentes. b) Selección del algoritmo de cálculo: Realizar una de las dos opciones siguientes de acuerdo a lo que se establezca durante el proceso de adquisición, en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6. - Para productos relacionados, cálculo de flujo másico y flujo volumétrico a condiciones de referencia, de acuerdo a Ia secuencia de cálculo que se muestra en Ia Fig. A1 del Anexo A de está Norma de Referencia. - Para hidrocarburos en fase gaseosa, cálculo de flujo volumétrico a condiciones de referencia, flujo de energía y flujo másico; utilizando Método de Caracterización Detallado para Factor de Compresibilidad y de acuerdo a Ia secuencia de cálculo que se muestra en Ia Fig. A2. del Anexo A de está Norma de Referencia. c) Totalización por hora y día: Totalizar los cálculos de flujo realizados de acuerdo a los requerimientos indicados en Ia sección 8.1.1.1 para el Registro de Transacción de Cantidad. El totalizado por hora y por día de flujo volumétrico, másico o de energía, se deben calcular como lo indican las ecuaciones 14 y 15 respectivamente.

Dónde: n = número de cálculos instantáneos de flujo realizados en una hora contractual. (15)

d)

Cálculo del promedio de las variables de flujo de los transmisores: Promediar los valores de presión manométrica, presión diferencial y temperatura recopilados entre cada cálculo de flujo instantáneo. El cálculo de los promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente. e) Cálculo de flujo instantáneo: El cálculo instantáneo de flujo volumétrico, másico y de energía debe utilizar tanto los valores promedios especificados en el inciso anterior como los últimos valores de composición y poder calorífico del cromatógrafo, actualizados por el Computador de Flujo.


g)

h)

i)

j)


Generación del Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo: Resguardar e imprimir (en caso de haberse requerido Ia funcionalidad de impresión en sitio) el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo con los siguientes datos actualizados del cálculo de flujo instantáneo, cuando el usuario realice Ia petición de este registro: variables de flujo; parámetros constantes; y resultados intermedios y finales, referidos en Ia Tabla 2 de Ia sección 8.1.1.5. Cálculo del promedio por hora de las variables de flujo: Realizar el promedio por hora de Ia presión manométrica; presión diferencial; temperatura de flujo; densidad relativa; poder calorífico; promedio normalizado de Ia composición del gas; así como el contenido de sulfhídrico y contenido de agua, en caso de que apliquen. El promedio de cada una de estas variables debe realizarse con los valores utilizados en los cálculos de flujo instantáneos y deben ser considerados sólo aquéllos utilizados cuando el valor resultante del cálculo sea diferente de cero. El cálculo de los promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente. Los valores promedios enunciados anteriormente deben ser aquéllos reportados en los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Registro de Calidad del Producto, de acuerdo a las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3. Cálculo del promedio por día de las variables de flujo: Realizar el promedio por día de Ia presión manométrica; presión diferencial; temperatura de flujo; densidad relativa; poder calorífico; promedio normalizado de Ia composición del gas, así como el contenido de sulfhídrico y contenido de agua, en caso de que apliquen. El promedio de cada una de estas variables debe realizarse con los valores promediados por hora del inciso g. El cálculo de los promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente. Los valores promedios enunciados anteriormente deben ser aquéllos reportados en los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Registro de Calidad del Producto, de acuerdo a las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3. Flujo nulo: Suspender el cálculo de flujo, a partir de que el valor de presión diferencial sea menor o igual al valor de corte por bajo flujo, definido en Ia configuración del Computador de Flujo. Totalizar el tiempo durante el cual se encuentra activado y desactivado el corte por bajo flujo; estos tiempos deben ser contabilizados en segundos y ser complementarios por hora y por día contractuales. Generación de los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Calidad de Producto: Se deben generar utilizando los valores calculados de los incisos g al i anteriores y de acuerdo con las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3.

8.3.2.6.3.2 a)


Medidor tipo turbina.

Generación de eventos y alarmas: Monitorear e indicar posibles errores en el medidor, mediante Ia comparación en fase, frecuencia o secuencia de las señales de sus sensores. En caso de que alguno de los sensores del medidor falle, se debe seguir midiendo con Ia señal del otro. Se deben resguardar los eventos y alarmas correspondientes en el Registro d e Eventos y Alarmas. b) Algoritmo de linealización: En este algoritmo debe ajustar automáticamente Ia constante K del medidor utilizada en el cálculo de flujo, en función del valor de flujo al que se encuentre operando Ia turbina. Las constantes K del medidor, determinadas durante sus pruebas FAT, correspondientes a las razones de flujo a las cuales se obtuvieron, deben ser utilizadas por este algoritmo. El Computador de Flujo debe tener Ia capacidad de recibir manualmente, en su configuración, cinco constantes K. c) Selección del algoritmo de cálculo: Realizar una de las dos opciones siguientes de acuerdo a lo que se establezca durante el proceso de adquisición, en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6. - Para productos relacionados, cálculo de flujo másico y flujo volumétrico a condiciones de referencia, de acuerdo a Ia secuencia de cálculo que se muestra en Ia Fig. A3 del Anexo A de está Norma de Referencia. - Para hidrocarburos en fase gaseosa, cálculo de flujo volumétrico a condiciones de referencia, flujo de energía y flujo másico; utilizando Método de Caracterización Detallado para Factor de Compresibilidad y de acuerdo a Ia secuencia de cálculo que se muestra en Ia Fig. A4 del Anexo A de está Norma de

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios d)

e)

f) g)

h)

i)

j)

k)



Referencia. Totalización por hora y día: Totalizar los cálculos de flujo realizados de acuerdo a los requerimientos indicados en Ia sección 8.1.1.1 para el Registro de Transacción de Cantidad. El totalizado por hora y por día de flujo volumétrico, másico o de energía, se deben calcular como lo indican las ecuaciones 14 y 15 respectivamente. Cálculo del promedio de las variables de flujo de los transmisores: Promediar los valores de presión manométrica, y temperatura recopilados entre cada cálculo de flujo instantáneo. El cálculo de los promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente Cálculo de flujo instantáneo: El cálculo instantáneo de flujo volumétrico, másico y de energía debe utilizar tanto los valores promedios especificados en el inciso anterior como los últimos valores de composición y poder calorífico del cromatógrafo, actualizados por el Computador de Flujo Generación del Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo: Resguardar e imprimir (en caso de haberse requerido Ia funcionalidad de impresión en sitio) el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo con los siguientes datos actualizados del cálculo de flujo instantáneo, cuando el usuario realice Ia petición de este registro: variables de flujo; parámetros constantes; y resultados intermedios y finales, referidos en Ia Tabla 2 de Ia sección 8.1.1.5. Cálculo del promedio por hora de las variables de flujo: Realizar el promedio por hora de Ia presión manométrica; temperatura de flujo; frecuencia del medidor; densidad relativa; poder calorífico; promedio normalizado de Ia composición del gas; así como el contenido de sulfhídrico y contenido de agua, en caso de que apliquen. El promedio de cada una de estas variables debe realizarse con los valores utilizados en los cálculos de flujo instantáneos y deben ser considerados sólo aquéllos utilizados cuando el valor resultante del cálculo sea diferente de cero. El cálculo de los promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente. Los valores promedios enunciados anteriormente deben ser aquéllos reportados en los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Registro de Calidad del Producto, de acuerdo a las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3. Cálculo del promedio por día de las variables de flujo: Realizar el promedio por día de Ia presión manométrica; temperatura de flujo; frecuencia del medidor; densidad relativa; poder calorífico; promedio normalizado de Ia composición del gas; así como el contenido de sulfhídrico y contenido de agua, en caso de que apliquen. El promedio de cada una de estas variables debe realizarse con los valores promediados por hora del inciso h. El cálculo de los promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente. Los valores promedios enunciados anteriormente deben ser aquéllos reportados en los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Registro de Calidad del Producto de acuerdo a las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3. Flujo nulo: Suspender el cálculo de flujo, a partir de que el valor de frecuencia sea menor o igual al valor de corte por bajo flujo, definido en Ia configuración del Computador de Flujo. Totalizar el tiempo durante el cual se encuentra activado y desactivado el corte por bajo f lujo; estos tiempos deben ser contabilizados en segundos y ser complementarios por hora y por día contractuales. Generación de los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Calidad de Producto: Se deben generar utilizando los valores calculados de los incisos h al j anteriores y de acuerdo con las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3.

8.3.2.6.3.2.1 Calibración en sitio de medidores tipo turbina utilizando un medidor maestro. En caso de que se establezca durante el proceso de adquisición el requerimiento de utilización de un medidor maestro, en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6, el proveedor debe suministrar un Computador de Flujo programado y configurado para realizar Ia calibración de cada medidor del SEM, calculando el factor del medidor y generando el informe de calibración correspondiente, como se indica a continuación.




El factor del medidor al final de una corrida de calibración, en un punto de Operación, debe ser el valor promedio obtenido mediante una serie de repeticiones, donde en cada una de ellas se obtenga un factor del medidor, como sigue: (16)

Dónde: n= Número de repeticiones de Ia prueba en un mismo punto de Operación. El factor del medidor para cada repetición a realizar, se debe obtener mediante Ia siguiente ecuación: (17)

Donde: 1000000 = Factor de conversión para homologar unidades con Ia ecuación (8). Vmm: [millones ft3] Kmp: [pulsos/ pie3] Nmp: [pulsos] Tmp: [°R] Tmm: [°R] Pmp: [lb/pulg2 abs] Pmm: [lb/pulg2 abs] Para determinar si el factor de medición obtenido en la punta de Operación es válido, se debe verificar el cumplimiento de Ia tolerancia siguiente: (18)

Adicionalmente, para garantizar condiciones de repetibilidad en Ia calibración se debe de verificar, durante el tiempo de duración de Ia misma, el cumplimiento de las tolerancias para Ia estabilidad de las variables de presión de flujo, temperatura de flujo y frecuencia, tanto del medidor bajo calibración como del medidor maestro. En caso de no cumplir con las tolerancias establecidas, el Computador de Flujo debe suspender el proceso de calibración y generar las alarmas y/ o eventos correspondientes en el Registro de Eventos y Alarmas. El proveedor debe suministrar el Computador de Flujo, configurado con los siguientes valores iniciales como entradas manuales: n = 100 repeticiones tc = 3 segundos ξ= ±0.5% del valor de MFo Desviación de temperatura de flujo = ± 0.2% Desviación de presión de flujo = ± 0.2% Desviación de frecuencia de los medidores de flujo = ±0.25% El informe de calibración debe ser generado para cada corrida de calibración y contener lo siguiente: a)

Fecha, hora de inicio y hora de finalización.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios b) c) d) e) f) g) h)



Datos del medidor maestro y del medidor bajo calibración: Marca, modelo, número de serie e identificador único, de acuerdo a Ia Tabla 1 de Ia sección 8.1.1.4. Punto de calibración que estará definido por Ia temperatura promedio, presión de flujo promedio y razón de flujo promedio durante Ia calibración. Valores configurados del número de repeticiones (n); intervalo de duración de tiempo de una corrida de calibración (tc); tolerancia de desviación estándar de MF (ξ); desviación de temperatura de flujo; desviación de presión de flujo; y desviación de frecuencia de los medidores de flujo. Lista de resultados obtenidos en cada corrida de calibración, mostrando el valor de cada una de las variables de Ia ecuación 16. Factor de medición final del punto de Operación calibrado. Desviación estándar del factor de medición calculado. Todos los datos y resultados deben estar expresados en las Unidades del Registro de Control y Seguimiento y en las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo, de acuerdo a Ia Tabla 4 de está Norma de Referencia.

De acuerdo a lo anterior, se debe cumplir con las siguientes funcionalidades y secuencias de calibración: a) Funcionalidades. - Sincronizar el inicio y final del conteo de pulsos del medidor maestro y del medidor que está siendo calibrado, así como de Ia medición de temperatura y presión en cada uno de los medidores. - Llevar a cabo Ia calibración sin interrumpir Ia medición de flujo del SEM ni Ia generación y respaldo de los registros correspondientes, que forman parte del R egistro de Control y Seguimiento. b) Secuencias de cálculo para calibración en sitio. - Realizar una de las secuencias de cálculo para calibración que se muestran en las figuras A9 y A10, que se incluyen en el Anexo A de está Norma de Referencia, dependiendo del tipo de fluido a medir: hidrocarburo en fase gaseosa o producto relacionado.

8.3.2.6.3.3 a) b) c) d)

e)

Medidor tipo Ultrasónico.

Eventos y alarmas: Leer todos los eventos y alarmas que genera el medidor ultrasónico y resguardarlos en el Registro de Eventos y Alarmas. Configuración del medidor: Capacidad de configurar Ia unidad de procesamiento del medidor Ultrasónico. Acceso remoto: Tener Ia capacidad de acceso a Ia información de los incisos a y b desde un sistema superior o IHM. Este acceso debe ser de tipo bidireccional. Selección del algoritmo de cálculo: Realizar una de las dos opciones siguientes de acuerdo a lo que se establezca durante el proceso de adquisición, en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6. - Para productos relacionados, cálculo de flujo másico y flujo volumétrico a condiciones de referencia, de acuerdo a Ia secuencia de cálculo que se muestra en Ia Fig. A5 del Anexo A de está Norma de Referencia. - Para hidrocarburos en fase gaseosa, cálculo de flujo volumétrico a condiciones de referencia, flujo de energía y flujo másico; utilizando Método de Caracterización Detallado para Factor de Compresibilidad y de acuerdo a Ia secuencia de cálculo que se muestra en Ia Fig. A6 del Anexo A de está Norma de Referencia. Cumplir con todos los requerimientos que se indican en Ia sección 8.3.2.6.3.2, incisos del d al k para los medidores tipo turbina.

8.3.2.6.3.3.1

Calibración en sitio de medidores tipo Ultrasónico utilizando un medidor maestro.

En caso de que se establezca durante el proceso de adquisición el requerimiento de utilización de un medidor maestro, en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6, el proveedor debe suministrar un Computador de Flujo programado y configurado para realizar Ia calibración de cada medidor del SEM,




calculando el factor del medidor y generando el informe de calibración correspondiente, como se indica a continuación. El factor del medidor al final de una corrida de calibración, en un punto de operación, debe ser el valor promedio obtenido mediante una serie de repeticiones, donde en cada una de ellas se obtenga un factor del medidor, como lo indica Ia ecuación 17. El factor del medidor para cada repetición a realizar, se debe obtener mediante Ia siguiente ecuación: (19)

Donde: 1000000 = Factor de conversión para homologar unidades con Ia ecuación (8). Vmm: [millones ft3] Kmp: [pulsos/ pie3] Nmp: [pulsos] Tmp: [°R] Tmm: [°R] Pmp: [lb/pulg2 abs] Pmm: [lb/pulg2 abs] Para determinar si el factor de medición obtenido en el punto de operación es válido, se debe verificar el cumplimiento de Ia tolerancia que indica Ia ecuación 18. Adicionalmente, para garantizar condiciones de repetibilidad en Ia calibración se debe de verificar, durante el tiempo de duración de Ia misma, el cumplimiento de las tolerancias para Ia estabilidad de las variables de presión de flujo, temperatura de flujo y frecuencia, tanto del medidor bajo calibración como del medidor maestro. En caso de no cumplir con las tolerancias establecidas, el Computador de Flujo debe suspender el proceso de calibración y generar las alarmas y/ o eventos correspondientes en el Registro de Eventos y Alarmas. El proveedor debe suministrar el Computador de Flujo, configurado con los siguientes valores iniciales como entradas manuales: n = 100 repeticiones tc = 3 segundos ξ = ±0.5% del valor de MF Desviación de temperatura de flujo = ± 0.2% Desviación de presión de flujo = ± 0.2% Desviación de frecuencia de los medidores de flujo = ±0.25% El informe de calibración debe ser generado para cada corrida de calibración y contener lo siguiente: a) b) c) d)

Fecha, hora de inicio y hora de finalización. Datos del medidor maestro y del medidor bajo calibración: Marca, modelo, número de serie e identificador único, de acuerdo a Ia Tabla 1 de Ia sección 8.1.1.4. Punto de calibración que estará definido por Ia temperatura promedio, presión de flujo promedio y razón de flujo promedio durante Ia calibración. Valores configurados del número de repeticiones (n); intervalo de duración de tiempo de una corrida de


e) f) g) h)



calibración (tc); tolerancia de desviación estándar de MF ( ξ ); desviación de temperatura de flujo; desviación de presión de flujo; y desviación de frecuencia de los medidores de flujo. Lista de resultados obtenidos en cada corrida de calibración, mostrando el valor de cada una de las variables de Ia ecuación 19. Factor de medición final del punto de Operación calibrado. Desviación estándar del factor de medición calculado. Todos los datos y resultados deben estar expresados en las Unidades del Registro de Control y Seguimiento y en las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo, de acuerdo a Ia Tabla 4 de está Norma de Referencia.

De acuerdo a lo anterior, se debe cumplir con las siguientes funcionalidades y secuencias de calibración: a)

b)

c)

Funcionalidades. - Sincronizar el inicio y final del conteo de pulses del medidor maestro y del medidor que está siendo calibrado, así como de Ia medición de temperatura y presión en cada uno de los medidores. - Llevar a cabo Ia calibración sin interrumpir Ia medición de flujo del SEM ni Ia generación y respaldo de los registros correspondientes, que forman parte del Registro de Control y Seguimiento. Secuencias de cálculo para calibración en sitio - Realizar una de las secuencias de cálculo para calibración que se muestran en las figuras A11 y A12, que se incluyen en el Anexo A de está Norma de Referencia, dependiendo del tipo de fluido a medir: hidrocarburo en fase gaseosa o producto relacionado. Eventos y alarmas: Transferir hacia el sistema IHM y/o sistema superior, los eventos y alarmas generados por el medidor Ultrasónico que está siendo calibrado para el monitoreo de su desempeño durante su calibración.


8.3.2.7 interface hombre maquina (IHM) Adicionalmente al SEM, se debe suministrar un sistema IHM con capacidad para interrogar y configurar en sitio al computador de flujo, siendo independiente de éste. El sistema IHM debe estar formado por un equipo de cómputo y un programa de aplicación. El programa debe administrar la funcionalidad y en conjunto con el equipo de cómputo deben permitir la comunicación directa con el computador de flujo. Los requerimientos que debe cumplir la IHM son: a)

b)

Equipo de cómputo: - Computadora tipo portátil con pantalla cristal líquido y características de acuerdo a el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D7. - Puerto de comunicación serial con protocolo digital compatible con el computador de flujo. - Puerto de comunicación paralelo para impresora. - Contar con un sistema operativo compatible con el programa de aplicación de la IHM descrito en el inciso b. - Accesorios necesarios para la Interconexión hacia el computador de flujo; cables de comunicación, conectares e interfaces. Programa de aplicación: - Capacidad de comunicarse directamente al computador de flujo a través del puerto de comunicación del equipo de cómputo. El protocolo de comunicación debe ser compatible con el computador, para lo cual debe proporcionarse la interface (driver) adecuada. - Su programación debe ser respaldada técnicamente por el fabricante del computador de flujo, de tal manera que se cumpla con las funcionalidades indicadas en esta sección.


c) d)

e)

f)

g)



- Ser amigable. - Contener un desplegado por cada uno de los registros siguientes, para su monitoreo: - Registro de Transacción de Cantidad del Producto, incluyendo la información solicitada en la sección 8.1.1.1. - Registro de Calidad del Producto, incluyendo la información solicitada en la sección 8.1.1.3. - Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo, incluyendo la información solicitada en la sección 8.1.1.5. - Registro de Eventos y Alarmas, incluyendo la información solicitada en la sección 8.1.1.6. - Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición, incluyendo la información solicitada en la sección 8.1.1.4. - Diagnóstico y Estado del Computador de Flujo, incluyendo el estado de las alarmas de funcionamiento del equipo "hardware” y del programa “software"; estado de la alarma del “watchdog” e indicar el estado actual del computador: Modo de calibración, medición, o mantenimiento. - Diagnóstico del medidor ultrasónico a través del computador de flujo, incluyendo el estado de las alarmas del medidor. - Informes de las calibraciones en sitio, para aplicaciones con medidores tipo turbina y ultrasónicos, incluyendo la información solicitada en las secciones 8.3.2.6.3.2.1 y 8.3.2.6.3.3.1 - Contener un desplegado para configurar los registros o funcionalidades siguientes: - Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición, incluyendo la información solicitada en la sección 8.1.1.4. - Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto, como lo indica la sección 8.1.1.2. - Comunicación de la IHM hacia el computador de flujo, incluyendo todos los parámetros necesarios para configurar los puertos de comunicación. - Configuración de los parámetros necesarios para realizar calibraciones en sitio, en aplicaciones para medidores tipo turbina y medidores tipo ultrasónico, Incluyendo la información solicitada en las secciones 8.3.2.6.3.2.1 y 8.3.2.6.3.3.1. - Configuración de la unidad de procesamiento del medidor ultrasónico a través del computador de flujo. - Interrogar al computador de flujo para adquirir los datos de intervalos de días y horas deseados del Registro de Transacción de Cantidad del Producto, Registro de Calidad del Producto y Registro de Eventos y Alarmas, así como del Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo y los correspondientes al informe de calibración (en caso de haberse requerido tren maestro). Desplegados adicionales: Se deben Incluir los desplegados que el usuario solicite durante la etapa de adquisición; además de la información, formato y funcionalidades que sean requeridos por cada uno de ellos. Almacenamiento de datos: - Almacenar el Registro de Transacción de Cantidad del Producto, Registro de Calidad del Producto, Registro de Eventos y Alarmas, Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición, adquiridos como resultado de una interrogación al computador de flujo. El archivo electrónico generado debe tener las siguientes características: Inalterable, transferible y visible en otro sistema de cómputo de uso común. Programas adicionales del equipo electrónico: - Contener todos los programas de configuración, diagnóstico y reportes de cada uno de los dispositivos que son parte del SEM. - Todos los programas cargados en la IHM deben entregarse con sus respectivas licencias a nombre de PEMEX. Impresión: Capacidad de imprimir el Registro de Transacción de Cantidad del Producto, Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto, Registro de Calidad del Producto, Registro de Configuración del Equipo Electrónico, Registro de Eventos y Alarmas, Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo y el informe de calibración en sitio con tren maestro (en caso de requerirse tren maestro). Seguridad: Implementar un sistema de seguridad de acceso para prevenir cualquier posible cambio en la




configuración del computador de flujo o modificación dé la información generada por el mismo. Debe tener la capacidad de compartir junto con el computador de flujo los códigos de acceso y niveles de seguridad de los usuarios que estén dados de alta. Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D7. 8.3.2.8 Sistema de Fuerza ininterrumpible (SFI). En caso de que se requiera durante el proceso de adquisición, el suministro de un SFI, se debe cumplir con la especificación siguiente: a) Los equipos e instrumentos asociados al SEM deben ser alimentados y respaldados a través de un Sistema de Fuerza Ininterrumpible (SFI), de acuerdo a lo descrito por el Capítulo 700 “Sistemas de emergencia” de la NOM -001-SEDE-2012. El proveedor debe suministrar un Sistema de Fuerza ininterrumpible con las siguientes características: - Cumplir con lo especificado en el punto 8.13.1.3 de la NRF-048-PEMEX-2007. - Ser de tipo industrial y producir una salida de 24 VCD y si es necesario, de acuerdo a la alimentación de los equipos a suministrar; se debe incluir mediante un inversor, una salida adicional de 127 VGA. - Trabajar a un máximo del 70% de su capacidad nominal a plena carga. El proveedor deberá suministrar la memoria de cálculo correspondiente. - Cumplir con el tiempo de respaldo especificado en el Formato de Especificaciones Complementarias D8. El proveedor deberá suministrar la memoria de cálculo correspondiente. - Ser del tipo “En Línea", por lo que su tiempo de transferencia debe ser igual ó menor a un 1/8 de ciclo de la forma de onda del voltaje de suministro. - Contar al menos con una de las siguientes certificaciones: NOM, CSA, ANSE o UL o equivalentes. - Contar con señales discretas o un puerto serial para su monitoreo desde el computador de flujo. Las alarmas que debe generar y enviar al computador de flujo son: - Fallas de suministro eléctrico principal. - Fallas correspondientes al sistema del SFI. - Estado de baterías. - Niveles críticos de voltaje. - Contar con un interruptor de mantenimiento, de estado sólido, integrado en la misma unidad, para seguir alimentando a la carga en caso de poner fuera de operación al SFL. - Contar con dispositivo externo que permita retirar el SFI, en caso de mantenimiento, sin interrumpir la alimentación a la carga. - Estar constituido por un rectificador / cargador de batería, un banco de baterías y, en caso de ser necesaria una salida de 127 VCA polarizada, un inversor. - El rectificador cargador debe tener como mínimo las características siguientes: - El rectificador debe ser una unidad de estado sólido capaz de alimentar simultáneamente las demandas de carga de la estación y de proporcionar carga a las baterías cuando sea requerido. - Para determinar el rango del rectificador se debe considerar un factor adicional del 30%. - Un solo rectificador para el bus de CD. - Un limitador de corriente para prevenir daños a fas baterías y a los componentes del cargador. - Capacidad continua por sobrecarga del 110%, sin daño de sus componentes, disparo de interruptores termomagnéticos o quemado de fusibles. - Interruptores termomagnéticos en los circuitos de entrada de CA y de salida de CD. - Protección contra picos y transitorios de voltaje. - La regulación del voltaje de salida debe ser menor del 1% con variaciones del 10% en el voltaje de entrada, variaciones de frecuencia dentro del 5% y variaciones en el voltaje de carga del 0 al 100% o cualquier combinación de ellas. - El tiempo máximo de recarga al 95% de la capacidad total, debe ser de 24 hrs o menor El sistema




debe tener un sensor para medir la temperatura de las baterías para poder controlar su carga y en esa forma prolongar la vida útil de las mismas. - Baterías: del tipo selladas o libres de mantenimiento. - El inversor debe tener como mínimo las características siguientes: - Tipo monofásico. - Tecnología PWM o ferro-resonante, con síntesis de la señal de salida senoidal y una distorsión armónica nula. - Contar con filtros a la entrada y salida, para protección contra interferencia electromagnética (EMF). - Contar con todas las protecciones necesarias para condiciones de corto circuito y sobrecalentamiento. - Contar con gabinete propio aún cuando se vayan a. alojar dentro de otro gabinete. Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D8. Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D8.

8.4

Pruebas y verificaciones

Es responsabilidad del proveedor realizar las Pruebas de Aceptación en Fábrica (FAT) y Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT) del SEM, tanto de cada dispositivo que lo integra como en conjunto, según apliqu e; así mismo debe suministrar toda aquella documentación que sea generada como resultado de las mismas, la cual debe ser parte del Informe de Prueba del Equipo Electrónico de Medición descrito en la sección 8.1.1.7 de esta Norma de Referencia. En esta sección se indican las pruebas y sus requerimientos que deben ser considerados. Las pruebas indicadas deben seguir el orden de realización aquí descrito y no son limitativas. Las pruebas adicionales que se establezcan durante el proceso de adquisición, por parte del fabricante, proveedor y el usuario, deben ser incluidas. Es responsabilidad del proveedor cumplir con los requerimientos generales y particulares establecidos en esta sección, según aplique.

8.4.1 a) b) c) d) e)

Requerimientos Generales.

El Diseño de las actividades que constituyen las Pruebas de Aceptación en Fábrica, debe minimizar y facilitar las Pruebas de Aceptación en Sitio. El Diseño de las actividades que constituyen las Pruebas de Aceptación en Sitio debe incluir todas las condiciones posibles de Operación, de tal manera que se prevenga cualquier eventualidad en condiciones normales de trabajo. Si durante las pruebas se presenta alguna no conformidad en el desempeño de algún dispositivo o equipo, el proveedor debe resolverla previa a su aceptación final. El desarrollo de las pruebas deben poder ser presenciadas por el usuario. Todas las pruebas a ejecutarse deben tener un protocolo de pruebas que cumpla con lo siguiente: - Para las Pruebas de Aceptación en Fábrica, uno por cada dispositivo y equipo que integra el SEM y el número necesario de protocolos de pruebas conjuntas de dos o más dispositivos y/o equipos. - Ser entregado al usuario para su revisión y aprobación, previa a Ia realización de las pruebas; debe contener lo siguiente: - índice. - Resumen detallado de cada prueba a ejecutar. - Procedimiento completo que utilizará el proveedor para realizar cada prueba. Tolerancias o




parámetros con los que se evaluarán los resultados. - Hojas de resultados de cada prueba para su aprobación. - Describir las herramientas, equipos especiales y procedimientos empleados, indicando las referencias del origen de estos últimos en caso de ser prácticas recomendadas nacionales o internacionales. f) No se debe efectuar ninguna prueba hasta que el protocolo este aprobado por el usuario. g) Notificar al usuario con un mínimo de 15 días hábiles previos a su ejecución. h) Todos los resultados de las pruebas enunciadas en esta sección, deben ser entregados al usuario mediante un informe que contenga lo siguiente: - Hojas membretadas de Ia compañía que las realizó. - Nombre de Ia prueba. - Fecha de realización. - Nombre y firma de las personas que las realizaron, presenciaron y revisaron. - Listado de resultados. - En caso de que aplique, documentos de rastreabilidad de herramientas, equipos, materiales, componentes, accesorios y programas utilizados. - Anexar los protocolos aprobados y firmados por el usuario. i) Los instrumentos y equipos utilizados en Ia realización de las pruebas deben tener certificado de Calibración vigente. j) Las personas encargadas de realizar las pruebas deben tener experiencia demostrable y un certificado de Ia misma empresa que los acredite estar facultadas para tal actividad. k) Entregar un informe por cada dispositivo o equipo que haya requerido ser ajustado, indicando las condiciones antes y después de haberse realizado esa acción. Este documento debe ser entregado en hojas membretadas, indicando fecha de realización, y nombre y firma del ejecutor. l) Los dispositivos o equipos que sufran algún daño durante las pruebas no deben ser utilizados hasta que éstos sean reparados, calibrados y verificados nuevamente; en caso de no lograr lo anterior, deben ser sustituidos. m) Las pruebas de los programas de configuración de los dispositivos y/o equipos deben ser de tal forma que se verifique su correcta comunicación y funcionalidad. Estos programas deben ser probados ya instalados en Ia IHM en caso se haya requerido. n) En las pruebas de aceptación en sitio se debe incluir pruebas de cableado; pruebas punta a punta de Ia comunicación entre equipos e instrumentos; pruebas de respaldo de información y funcionamiento con Ia unidad de fuerza ininterrumpible, simulando fallas de energía eléctrica; y prueba del sistema de tierras. 8.4.2 Transmisores de Presión manométrica, Presión Diferencial, Temperatura y Muitivariable. a)

b)

Pruebas de Aceptación en Fábrica. - Realizar las pruebas de funcionalidad siguientes: - Verificar la respuesta congruente a variables físicas de entrada y al ajuste y configuración del transmisor. El ajuste y configuración del instrumento debe realizarse desde el configurador a ser suministrado. - Demostrar y/o verificar todas las características metrológicas, de funcionalidad y de desempeño indicadas por el fabricante en la etapa de adquisición del equipo. - Verificar la comunicación del transmisor hacia un computador de flujo o dispositivo similar a éste, mediante el protocolo de comunicación digital definido en la etapa de adquisición. La comunicación debe ser satisfactoria punto a punto y sobre una red de instrumentos. Las lecturas mostradas en el indicador local del instrumento y en la Indicación del computador de flujo o dispositivo similar deben ser congruentes. - Simular condiciones de alarma y verificar el envío del evento a través de la comunicación digital hacia el computador de flujo o dispositivo similar. Pruebas de Aceptación en Sitio:




- Realizar las pruebas de instalación siguientes: - Pruebas generales de cableado y de conexión a tierra de instrumentos. - Realizar las pruebas de configuración y comunicación siguientes: - Verificar la configuración correcta de los transmisores mediante el configurador a ser suministrado. En caso de que la configuración no sea correcta se deben reali zar las correcciones necesarias. - Verificar la comunicación entre cada uno de los transmisores y el computador de flujo, Esta prueba debe ser utilizando el cableado y conexionado definitivo del SEM. - Realizar la calibración cumpliendo con los requerimientos siguientes: - Cumplir con los requerimientos estipulados en el inciso g de la sección 8.1 de esta Norma de Referencia. - Durante la calibración de los transmisores se debe verificar la congruencia entre las lecturas del patrón, transmisor y computador de flujo. - Los transmisores de temperatura deben ser calibrados en por lo menos 5 puntos a lo largo del alcance (span) de cada uno de los transmisores (0%, 25%, 50%, 75%, 100% del alcance (span), además del punto de operación normal de temperatura especificado por el usuario). Cada punto debe ser evaluado con un mínimo de 5 repeticiones. - Los transmisores de presión diferencial deben ser calibrados en por lo menos 11 puntos a lo largo del alcance (span) de cada uno de los transmisores: (0%, 10%4 20%, 30%,"40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90%, 100% del alcance (span). Cada punto debe ser evaluado tanto en incremento de presión como en decremento de la presión, con un mínimo de 3 repeticiones para cada uno de los puntos y para cada sentido. - Los transmisores de presión manométrica deben ser calibrados en por lo menos 11 puntos a lo largo del alcance (span) de cada uno.de los transmisores (0%, 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90%, 100% del alcance (span), además del punto de operación normal de presión de flujo especificada por el usuario). Cada punto debe ser evaluado tanto en incremento de presión como en decremento de la presión, con un mínimo de 3 repeticiones para cada uno de los puntos y para cada sentido. - Para transmisores ’multivariables, cada una de sus variables debe ser calibrada conforme a lo estipulado en los tres puntos anteriores. - El patrón de referencia utilizado en las calibraciones debe ser como mínimo 2 veces más exacto que el instrumento que se está calibrando. - Cuando los patrones utilizados para calibración de medidores de presión sean balanzas de pesos: muertos, el procedimiento de calibración debe considerar correcciones por efectos gravitacionales del fugar. - Como resultado de cada calibración se debe verificar que el valor de la desviación mas el valor de la incertidumbre de la calibración sea menor que la exactitud especificada en esta Norma de Referencia para cada tipo de transmisor. En caso que ésta no se cumpla, será necesario realizar los ajustes correspondientes y realizar una nueva calibración. 8.4.3. Cromatógrafo a)

Como parte de las pruebas de aceptación en fábrica para el cromatógrafo se debe incluir: Realizar pruebas de análisis con un gas de referencia. Verificar la configuración del sistema electrónico y la respuesta a ajustes. La configuración y el ajuste del cromatógrafo deben realizarse desde el configurador a ser utilizado en sitio, en conjunto con el cromatógrafo. Demostrar y/o verificar todas las características metrológicas, de funcionalidad y de desempeño indicadas por el fabricante en la etapa de adquisición del equipo. Verificar el correcto desempeño del cromatógrafo en las rutinas de autocalibración. Verificar la comunicación del cromatógrafo hacia un computador de flujo o dispositivo similar a éste,




mediante el protocolo de comunicación digital definido en la etapa de adquisición. Simular condiciones de alarma y verificar el envío del evento hacía el computador de flujo o dispositivo similar. Verificar que el cálculo de gravedad específica y poder calorífico sea el correcto de acuerdo a lo especificado en la sección 8.2. Como parte de las pruebas de aceptación en sitio, además de las recomendaciones indicadas en el manual del fabricante, se debe incluir la realización de las pruebas siguientes: Calibrar los analizadores utilizando un gas de referencia. El gas patrón de referencia no debe ser utilizado después de la fecha de expiración que estipule el fabricante. El gas de referencia de contener su certificado de calidad y en su caso, el informe de calibración indicando su trazabilidad. Como resultado de la calibración se debe verificar que la repetibilidad especificada para cada cromatógrafo se encuentra dentro de la tolerancia especificada en la sección 8.3.2.5.1 y verificar el cumplimiento de la tolerancia de desviación que se defina en la configuración del equipo. El almacenamiento y transporte del gas de referencia debe cumplir con las recomendaciones que se establecen en la última edición de la norma GPA 2261 o equivalente. Realizar un análisis comparativo, por cada cromatógrafo, entre resultados de laboratorio y resultados del cromatógrafo correspondiente; la toma de muestra para el laboratorio debe ser un lugar próximo a la toma de muestra del cromatógrafo. Como resultado del análisis comparativo se debe cumplir con la desviación que haya sido definida. Verificar la configuración correcta del sistema electrónico mediante el configurador a ser suministrado o el programa de configuración cargado en la IHM. En caso de que la configuración no-sea correcta se deben realizar las correcciones necesarias. Verificar la comunicación entre el cromatógrafo y el computador de flujo. Esta prueba debe ser utilizando el cableado y conexionado definitivo del SEM. -

b)

8.4.4 Computador de Flujo. Todos los computadores a suministrar deben ser sometidos a las pruebas que aquí se indican, para lo cual deben estar completamente configurados y listos para operar. a) Como parte de las Pruebas de Aceptación en Fábrica se deben realizar las siguientes pruebas generales y pruebas particulares por tipo de medidor a utilizar a.1 Pruebas generales: - Comunicación con los transmisores: - Emplear los transmisores a utilizar en el SEM o similares en marca, modelo, protocolo de comunicación y magnitud de medición. - Utilizar Ia topología de comunicación que será empleada para el SEM (comunicación punto a punto o red de instrumentos). - Verificar la congruencia entre las lecturas del indicador local del transmisor y del Computador de Flujo. - Verificar Ia comunicación, reconocimiento y registro de las señales de control, alarmas y eventos enviadas por los transmisores. - Comunicación con el cromatógrafo: - Emplear el cromatógrafo a ser utilizado en el SEM o similar en marca, modelo, protocolo de comunicación o, en su caso, un simulador proporcionado por el fabricante del cromatógrafo. - Verificar la congruencia entre las lecturas del indicador local del cromatógrafo y del Computador de Flujo. - Verificar Ia correcta comunicación, reconocimiento y registro de las señales de control, alarmas y eventos enviadas por el cromatógrafo. - Corte por bajo flujo: - Verificar que no se efectúe cálculo de flujo y el resguardo del evento correspondiente, cuando se exceda el límite configurado para el valor de corte por bajo flujo.


a.2



- Tiempo de actualización y cálculo: - El computador debe ser el que será utilizado en el SEM. - Verificar el cumplimiento con las tolerancias de los tiempos de cálculo y actualización definidos en Ia sección 8.3.2.6.1; con el Computador de Flujo trabajando a plena carga. - Las señales utilizadas deben ser generadas por los dispositivos y equipos que serán utilizados en el SEM, por instrumentos de características similares o por generadores de señal que reproduzcan las señales de los dispositivos y/o equipos. - Comunicación con SFI: - Verificar Ia correcta comunicación, reconocimiento y registro de las señales de control, alarmas y eventos enviadas por el SFI, simulando dichas señales. - Algoritmos de control: En caso de que se haya requerido alguna funcionalidad de control se debe verificar lo siguiente: - Verificar las funciones de control mediante Ia simulación de las señales de control de entrada y salida. - Verificar el dimensionamiento de entradas / salidas del computador. - lmpresión de registros: En caso de requerirse Ia funcionalidad de impresión en sitio, se debe verificar Ia correcta impresión del Registro de Transacción de Cantidad de Producto, Registro de Calidad, Registro de Eventos y Alarmas, Registro de Configuración y Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo, correspondientes al cálculo de flujo realizado durante un lapso de tiempo determinado y utilizando variables de entrada sim uladas. - Cálculo de flujo: - Verificar el algoritmo de cálculo de flujo volumétrico, másico y de flujo de energía utilizando el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo generado por el Computador de Flujo. - Utilizar señales de entrada simuladas acordes a los valores - Comparar al menos 10 resultados de cálculo, con diferentes datos de entrada, contra los de aquellos previamente validados. Los resultados del Computador de Flujo deben estar dentro de Ia tolerancia que defina el usuario. - Adicionalmente a esta prueba, el proveedor debe entregar una carta del fabricante donde se indique que el algoritmo de cálculo del Computador de Flujo cumple con lo indicado por el Reporte 3 o 7 de AGA o equivalente, según corresponda al tipo de medidor (carta de conformidad). - Totalización de flujo: Verificar Ia correcta totalización del flujo en los Registros de Transacción de cantidad diaria y horaria. - Cálculo de promedio de las variables de flujo: Verificar Ia correcta promediación de las variables de flujo en el Registro de Transacción de Cantidad del Producto y Registro de Calidad del Producto. - Comunicación con el sistema superior: En caso se haya requerido, se debe verificar la funcionalidad del puerto de comunicación, mediante el protocolo de comunicación a ser utilizado en sitio. - Comunicación con otros dispositivos: En caso de que se haya requerido, se debe verificar la funcionalidad del puerto de comunicación, mediante el protocolo de comunicación a ser utilizado en sitio. - Mapa de memoria: Verificar que exista un mapa de memoria de las variables y parámetros del Computador de Flujo o de su base de datos. El mapa de memoria debe ser congruente con el SEM asociado a Ia estación de medición donde operara el Computador de Flujo. - Niveles de seguridad: Verificar Ia correcta Operación del acceso al Computador de Flujo según los niveles de seguridad previamente definidos. - Capacidad de almacenamiento: Verificar Ia capacidad de almacenamiento del Computador de Flujo según lo establecido en el inciso i de Ia sección 8.3.2.6.1. Pruebas particulares. - Aplicaciones con medidor tipo turbina:


-

-

-

-

-

b)



- Entrada en frecuencia: - Verificar Ia correcta lectura de Ia señal de frecuencia. - Realizarse en un número definido de puntos a lo largo del intervalo de frecuencia de salida del medidor. - Utilizar el medidor a emplear en Ia estación de transferencia o un generador que simule Ia señal exacta de este medidor. Detección de error: - Verificar Ia generación y resguardo de los eventos y alarmas correspondientes a Ia comparación de las señales de pulsos provenientes de cada sensor del medidor. - Verificar que Ia medición de flujo no se interrumpa cuando uno de los sensores del medidor falle. Algoritmo de linealización: Verificar Ia generación de Ia constante K del medidor para el cálculo de flujo, mediante Ia entrada manual de las constantes de fábrica del medidor, en Ia configuración del computador. Calibración en sitio con medidor maestro: - En caso de que se haya requerido está funcionalidad, se debe verificar Ia generación del informe de calibración en sitio por el Computador de Flujo, mediante Ia simulación de las señales del tren maestro. Aplicaciones con medidor Ultrasónico: - Comunicación con el medidor: - Utilizar durante las pruebas el medidor o uno similar en marca, modelo y protocolo de comunicación o un simulador proporcionado por el fabricante del medidor de flujo. - Verificar Ia correcta actualización del registro de eventos y alarmas en el Computador de Flujo, de acuerdo a Ia información de diagnóstico generada por el medidor Ultrasónico. - Verificar en Ia IHM Ia lectura de las señales de diagnóstico y configuración enviadas por el medidor tipo Ultrasónico a través del Computador de Flujo. Entrada en frecuencia: - Verificar Ia correcta lectura de Ia señal de frecuencia. - Realizarse en un número definido de puntas a lo largo del intervalo de frecuencia de salida del medidor. - Utilizar el medidor a emplear en Ia estación de transferencia o un generador que simule Ia señal exacta de este medidor. Calibración en sitio con medidor maestro: - En caso de que se haya requerido esta funcionalidad, se debe verificar la generación del informe de calibración en sitio por el Computador de Flujo, mediante Ia simulación de las señales del tren maestro.

Realizar las siguientes Pruebas de Aceptación en Sitio: - Comunicación con transmisores: Realizar las pruebas de comunicación con el Computador de Flujo para los transmisores, establecidas en el inciso b de la sección 8.4.2. - Comunicación con cromatógrafo: Verificar Ia correcta comunicación, reconocimiento y registro de las señales de control, alarmas y eventos enviadas por el cromatógrafo - Comunicación con el sistema superior: En caso de que el SEM se encuentre asociado a un sistema superior, se debe verificar Ia correcta comunicación hacia éste. - Registros del Computador de Flujo: Verificar el correcto resguardo de información de los registros del Computador de Flujo que forman parte del Registro de Control y Seguimiento, según lo establecido en las secciones 8.3.2.7. y 8.3.2.6.1. - Registro de Eventos y Alarmas: Realizar una simulación general de eventos y alarmas y verificar Ia actualización correspondiente en el Registro de Eventos y Alarmas del Computador de Flujo. - Calibración en sitio con medidor maestro: En caso de que se haya requerido está funcionalidad, se debe verificar Ia secuencia y desempeño de las calibraciones en sitio (para medidores tipo turbina o




Ultrasónicos) incluyendo Ia correcta generación e impresión del informe de calibración correspondiente. - Algoritmo de control: En caso que se hayan requerido de funciones de control, se debe verificar el correcto monitoreo y control de cada dispositivo de acuerdo con Ia filosofía de Operación de Ia estación.

8.4.5 a)

b)

Sistema IHM.

Realizar las siguientes Pruebas.de Aceptación en Fábrica: - Desplegados de monitoreo y configuración: Verificar la información de los desplegados para monitoreo y configuración solicitados en la sección 8.3.2.7. - Comunicación con computador de flujo: - Verificar la correcta transferencia de la información contenida en los registros pertenecientes al Registro de Control y Seguimiento cuando se realice la interrogación al computador de flujo. - Verificar la escritura de datos hacia el Registro de Configuración del computador de flujo, mediante la IHM. - En caso de utilizar medidores tipo ultrasónico, se debe verificar la configuración del medidor mediante la IHM. - Verificar la generación de archivos inalterables, transferibles y visibles, para el almacenamiento de los registros pertenecientes al Registro de Control y Seguimiento en otro sistema de cómputo de usó común. Realizar las siguientes Pruebas de Aceptación en Sitio: - Comunicación con computador de flujo. - Verificar la correcta transferencia de la información contenida en los registros pertenecientes al Registro de Control y Seguimiento cuando se realice la interrogación al computador de flujo. - Verificar la escritura de datos hacia el Registro de Configuración del computador de flujo, mediante la IHM. - En caso de utilizar medidores tipo ultrasónico, se debe verificar la configuración del medidor mediante la IHM - Verificar (a generación de archivos inalterables, transferibles y visibles, para el almacenamiento de los registros pertenecientes al Registro de Control y Seguimiento en otro sistema de cómputo de uso común. - Impresión: Verificar la correcta impresión de los registros e informes solicitados en el inciso f de la sección 8.3.2.7.

8.4.6. Sistema de Fuerza Inlnterrumpible. a)

Realizar las siguientes Pruebas de Aceptación en Fábrica: - Demostrar y/o verificar todas las características de funcionalidad y de desempeño indicadas por el fabricante en la etapa de adquisición del equipo. - Verificar la capacidad correcta mediante la memoria de cálculo de cargas del SEM. - Verificar el tiempo de respaldo simulando la carga del SEM. - Verificar la generación de las alarmas solicitadas en la sección 8.3.2.8.

b)

Realizar las siguientes Pruebas de Aceptación en Sitio: - Verificar la transferencia de información de las alarmas solicitadas en la sección 8.3.2.8 hacia el computador de flujo. - Verificar la señal de salida en corriente, nivel de voltaje y calidad. - Verificar la funcionalidad de las baterías, cargador e interruptor de mantenimiento.

8.5

SERVICIOS ASOCIADOS.

Como parte del suministro de un SEM, el proveedor debe considerar el cumplimiento de los servicios asociadas especificados en esta sección, para Ia documentación, garantías y capacitación.


8.5.1



Documentación

En esta sección se establece Ia documentación del SEM que el proveedor debe entregar en cumplimiento con está Norma de Referencia. La documentación del SEM que el proveedor debe suministrar es: a)

Documentación de pruebas: - Informes de calibración de los transmisores según lo indicado en el inciso f de la sección 8.1 e inciso b de la sección 8.4.2. - Reporte de calibración del cromatógrafo en las pruebas de sitio, como lo indica el inciso b de la sección 8.4.3. - Reporte técnico conteniendo el análisis para el uso de sistemas de calentamiento en los sistemas de muestreo, según lo solicitado en el inciso g de la sección 8.3.2.5.3. - Protocolo de pruebas (FAT y SAT) y resultados de las pruebas de cada dispositivo y equipo que constituyen, al SEM de acuerdo a lo solicitado en el inciso e y h de la sección 8.4.1. - Informes de ajuste de dispositivos durante las pruebas (FAT y SAT) como lo solicita el inciso k de la sección 8.4.1. - Resultado de la validación del cálculo del computador de flujo según lo indicado en el apartado "Cálculo de flujo” del inciso a1 de la sección 8.4.4.

b)

Documentación general: - Documentación solicitada en el inciso d de la. sección 8.3.1: Suministrar los dispositivos y equipos que constituyen el SEM con manuales de Instalación, configuración, operación y mantenimiento, incluyendo diagramas de conexiones, catálogo de refaccionamiento y guía de diagnóstico de fallas; escritos en el idioma español. - Instrucciones de operación y mantenimiento de los dispositivos, de acuerdo al inciso e de la sección 8.3.1. - Licencias de los programas de configuración, diagnóstico y reportes de los dispositivos, solicitadas en el inciso g de la sección 8.3.1. - Certificado de calidad del gas de referencia para el cromatógrafo solicitado en el inciso b de la sección 8.3.2.5.1. - Memoria de cálculo del dimensionamiento del sistema de muestreo del cromatógrafo, solicitada en el Inciso e de la sección 8.3.2.5.3. - Memorias de cálculo, diagramas típicos de instalación y como quedó construido (as built) del cromatógrafo, solicitados en el Inciso n de la sección 8.3.2.5.3. - Memoria de cálculo para el dimensionamiento del computador de flujo. - Memoria de cálculo para el dimensionamiento del SFl, solicitados en la sección 8.3.2.8. - Mapa de memoria del computador de flujo solicitado en el inciso i de la. sección 8.3.2.6.2. - Carta del fabricante del computador de flujo para la conformidad del algoritmo con AGA o equivalente, según lo indicado en el inciso a1 de la sección 8.4.4. - Listado de refacciones recomendadas por el fabricante de cada dispositivo y equipo que integra el SEM, de acuerdo a lo solicitado en el inciso i de la sección 8.5.2.

Toda la documentación solicitada en los incisos anteriores se debe entregar en papel y forma electrónica en formatos configurabas.

8.5.2

Garantía.

Se debe suministrar una garantía de funcionalidad que defina Ia responsabilidad del proveedor para mantener




en Operación total al SEM y cumplir con el tiempo promedio entre fallas (MTBF) indicado por los fabricantes de cada dispositivo o equipo, tomando en consideración lo siguiente. a)

b) c) d)

e)

f) g)

h) i)

Tiempo Promedio Entre Fallas. - Computadores de flujo 330 días. - Cromatógrafos 330 días. - Sistema de fuerza ininterrumpible (SFl) 250 días. - Sistema IHM 330 días. - Transmisores 330 días. El tiempo para esta garantía debe ser de 2 años a partir de Ia aceptación del SEM. En caso de falla, el soporte Técnico debe estar disponible en sitio dentro de las siguientes veinticuatro horas de Ia notificación. Está garantía debe cubrir el restituir Ia calidad del servicio de: - Operación y funcionalidad de todos los dispositivos, equipos y accesorios que constituyen el SEM. - Operación y funcionalidad de módulos y/o tarjetas electrónicas. - El adecuado desempeño de los programas (software) suministrados. En caso de falla, los materiales y mano de obra en integración, instalación y arranque empleados durante el período comprendido entre Ia notificación y Ia reparación de ésta, serán a cargo del proveedor. El tiempo de duración de dicha reparación debe ser compensado, extendiendo Ia vigencia de Ia garantía en igual tiempo. Cuando el período de tiempo comprendido entre dos fallas sea menor que el MTBF, Ia diferencia de tiempo entre ambos debe ser compensado, extendiendo Ia vigencia de Ia garantía en igual tiempo. En caso de que algún equipo del SEM presente una alta frecuencia de fallas, en un período corto de tiempo, provocando que el MTBF para este equipo fuera igual o menor al 20% del MTBF ofertado; el proveedor debe reemplazarlo por partes nuevas el (los) equipo (s) que se encuentre(n) en este caso. El tiempo entre Ia notificación de Ia primera falla y Ia sustitución efectuada al equipo debe ser compensado, extendiendo Ia vigencia de Ia garantía en igual tiempo. En el caso de que existan fallas aleatorias durante períodos de tiempo cortos en varios equipos del SEM, es responsabilidad del proveedor llevar a cabo las acciones necesarias para erradicarlas. El tiempo total por fallas de los equipos será compensado, extendiendo Ia vigencia de Ia garantía en igual tiempo. Suministrar un listado de refacciones sugeridas por el fabricante por cada dispositivo y equipo que integra al SEM, para un tiempo de dos años. Este listado debe ser entregado a Petróleos Mexicanos para su verificación y aprobación. Como listado inicial, el proveedor debe considerar las siguientes refacciones para el Computador de Flujo y cromatógrafo: - Computador de Flujo: - Tarjeta madre del Computador de Flujo (incluye procesador). - Tarjeta de entradas/salida de cada tipo suministrada. - Tarjeta de comunicaciones con las mismas características que Ia suministrada. - Respaldo de Ia carga completa del Computador de Flujo en CD-ROM. - Cromatógrafo: - Tarjeta electrónica, del CPU. - Fuente de al imantación. - Tarjeta de entradas/salidas incluyendo el puerto de comunicación. - Sensores de presión y temperatura. - Detector. - Columna. - Paquete (kit) para válvulas, incluyendo solenoides y empaques. - Paquete (kit) de conexiones neumáticas (internas y externas), - filtro del sistema de muestreo.


8.5.3



Capacitación.

Se debe proporcionar capacitación acerca de Los dispositivos y equipos que constituyen el SEM de acuerdo a lo siguiente: a) Cursos de configuración, Operación y mantenimiento del SEM. b) Material didáctico necesario para lograr que el personal de Operación, Técnico y de ingeniería, obtenga las habilidades y conocimientos necesarios para realizar Ia configuración, Operación y mantenimiento del SEM. c) Cada curso debe tener una duración de 40 horas para 15 personas. d) lmpartirse en idioma español. e) Entrega de constancias.

8.5.4 Almacenamiento y transporte. El proveedor y/o contratista es responsable del empaque, embalaje, transporte y entrega en sitio de instalación o donde contractualmente PEMEX lo indique, del SEM, El embalaje y marcado del SEM para su embarque, debe cumplir la NRF-296-PEMEX-2013 Para los aspectos de almacenamiento, transporte y manejo del SEM, el proveedor y/o contratista debe cumplir con los requisitos del numeral 8.2.6 de la NRF-111-PEMEX-2012.

9

RESPONSABILIDADES

Esta sección establece las responsabilidades mínimas a ser observadas por Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, así como de los proveedores de servicios, materiales y equipos.

9.1

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Hacer cumplir los requerimientos y especificaciones descritas en esta norma dentro de los procesos de adquisición, suministro y mantenimiento de Sistemas Electrónicos de Medición de Flujo de hidrocarburos en Fase Gaseosa. Llenar durante el proceso de adquisición, los formatos de especificaciones complementarias del Anexo D, de acuerdo a cada aplicación y que debe cumplir el proveedor adicionalmente de las especificaciones generales y particulares de está Norma de Referencia.

9.2

Proveedores de servicios, materiales y equipos.

Suministrar equipos, instrumentos y servicios asociadas en total concordancia con los requerimientos y especificaciones descritos en esta Norma de Referencia.

10

CONCORDANCIA CON OTRAS NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.

Está Norma de Referencia no tiene concordancia con ninguna Norma Oficial Mexicana, Norma Mexicana o Norma lnternacional.




11 BIBLIOGRAFIA NORMA PEMEX 2.225.01 Canalizaciones Eléctricas y telefónicas subterráneas NORMA PEMEX 2.203.01 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico ASTM D1945-03 (Reaprobada en 2010) Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography. A.G.A. (American Gas Association, 1515 Wilson Blvd., Arlington Virginia 22209). AGA Report No. 3, Part 1-1990 Natural Gas and Related Fluid Measurement using Orifice Meter General Equations and Uncertainty Guidelines AGA Report No. 3, Part 3-1992 Natural Gas and Related Fluid Measurement using Orifice Meter Natural Gas Aplications AGA Report No 7 - 2006 Measurement of Gas by Turbine Meters (Medición de gas natural por medidores de turbina) AGA Report No.8- 1994 Compressibility Factor of Natural Gas and Other Hydrocarbon Gases AGA Report No.9 - 2007 Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters AGA Rport 11 2007 Measurement of Natural Gas by Coriolis Meters ANSI (American National Standard Institute). ANSI 8190.3-2000 Rotary Type Gas Displacement Meters. API (American Petroleum Institute, 11 West 42"d Street, New York, New York 10036). Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS) Chapter 14 Section 1 - 2006, "Natural Gas Fluids Measurement"; "Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfer", Chapter 21 Section 1 - 1993, "Flow Measurement Using Electronic Metering Systems", "Electronic Gas Measurement". API RP 555-1995, "Process Analyzers" API TR 2571: 2011 Fuel Gas Measurement (Medición de gas combustible). GPA (Gas Processor Association, 6526 East 601 S treet, Tulsa, Oklahoma 74145). GPA 2261-2000 "Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography". GPA 21662005 "Obtaining natural gas samples for analysis by gas chromatography " GPA 2172-2009 "Calculation of gross heating value, relative density and compressibility factor from compositional analysis". GPA 2145-2009 "Table of physical constants for hydrocarbons and other gas industry" NACE (National Association of Corrosion Engineers) City of Ottawa 951 Clyde Ave Ottawa, ON K1Z 5A6 ANSI/NACE MR0175/ISO 15156-1: 2009; General principles for selection of cracking-resistant materials, -2 nd edition. NFPA (National Fire Protection Association, 1 Batterymarch Park, Quincy, Massachsett 02269-9101) NFPA 497-2012 "Recommended Practice for the Classification of Flammable Liquids, Gases or Vapors and of Hazardous (Classified)" NFPA-780-2011 "Standard for the Installation of Lightning Protection Systems" NFPA-77-2000 "Recommended Practice on Static Electricity" IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) 445 Hoes Lane Piscataway, NJ 08854 IEEE Std 142-2007 "Recommended practice for grounding of industrial and commercial power systems" BS (British Standard) Willoughby Road Bracknell Berkshire, RG12 SOW, United Kingdom BSI-BS-350-PART 1 - 2004 "Conversion factors and tables"




12 ANEXOS Cada uno de los instrumentos que integran el Sistema de Medición Electrónico de f lujo debe tener una placa de identificación de acero inoxidable fija al cuerpo mediante remaches de acero inoxidable (no se acepta el uso de adhesivos), con la siguiente información general: Número de identificación, fabricante, modelo, número de serie, mes y año de fabricación, rangos de medición, aprobaciones clasificación áreas, suministro eléctricos, rango señales. Para datos particulares, cumplir con las NRF´s correspondientes: NRF-081-PEMEX-2005, NRF-162-PEMEX-2011, NRF-313-PEMEX-2013. 12.1 ANEXO A. SECUENCIAS DE CÁLCULO PARA LA MEDICIÓN DE FLUJO MÁSICO, VOLUMÉTRICO Y DE ENERGIA. A.1 Clasificación de sistemas de Medición de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa y productos relacionados. Dependiendo del tipo de fluido, del tipo de medición (volumen, masa o energía) que sea el objeto de Ia transferencia de custodia y del tipo de dispositivo primario de flujo que resulte más adecuado en el Diseño, se establece Ia siguiente clasificación de sistemas de medición de flujo: a) Medición de Flujo Másico con placa de orificio. b) Medición de Flujo Volumétrico a condiciones de Referencia con placa de orificio. c) Medición de Flujo de Energía con placa de orificio. d) Medición de Flujo Másico con medidor tipo turbina. e) Medición de Flujo Volumétrico a condiciones de Referencia con medidor tipo turbina. f) Medición de Flujo de Energía con medidor tipo turbina. g) Medición de Flujo Másico con medidor tipo Ultrasónico. h) Medición de Flujo Volumétrico a condiciones de Referencia con medidor tipo Ultrasónico. i) Medición de Flujo de Energía con medidor tipo Ultrasónico. Para cada uno de los sistemas mencionados previamente, los cálculos de flujo pueden ser en tres diferentes tipos de medición, para hidrocarburos en fase gaseosa, y en dos tipos de medición, para productos relacionados. La diferencia que se tiene entre estos productos, es Ia manera en que se obtienen las propiedades relacionadas con Ia medición. Para los hidrocarburos gaseosos se realiza con AGA 8 o equivalente (método de caracterización detallado), mientras que para productos relacionados se emplean ecuaciones de estado para componentes puros. Las figuras siguientes describen a manera de diagrama de flujo Ia secuencia para cada una de las opciones de cálculo descritas.




Figura A1. Flujo Másico y Flujo Volumétrico a condiciones de referencia para Placa de Orificio en Medición de Productos Relacionados como Componentes Puros




Figura A2. Flujo Másico, Flujo Volumétrico a condiciones de referencia y Flujo de Energía para Placa de Orificio en Medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa con el Método De Caracterización Detallado.




Figura A3. Flujo Másico y Flujo Volumétrico a condiciones de referencia para para Turbina en Medición de Productos Relacionados como Componentes Puros




Figura A4. Flujo Másico, Flujo Volumétrico a condiciones de referencia y Flujo de Energía para Turbinas en Medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa con el Método de Caracterización Detallado




Figura A5. Flujo Másico, Flujo Volumétrico a condiciones de referencia para Ultrasónicos en Medición de Productos Relacionados como Componentes Puros




Figura A6. Flujo Másico, Flujo Volumétrico a condiciones de referencia y Flujo de Energía para Ultrasónicos en Medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa con el Método de Caracterización Detallado




Figura A7. Flujo Másico, Flujo Volumétrico a condiciones de referencia para Coriolis en Medición de Productos Relacionados como Componentes Puros




Figura A8. Flujo Másico, Flujo Volumétrico a condiciones de referencia y Flujo de Energía para Coriolis en Medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa con el Método de Caracterización Detallado




Figura A9. Corrida de Calibración para Turbina en Medición de Productos Relacionados como Componentes Puros




Figura A10. Corrida de Calibración para Turbina en Medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa con el Método de Caracterización Detallado




Figura A11. Corrida de Calibración para Ultrasónico en Medición de Productos Relacionados como Componentes Puros




Figura A12. Corrida de Calibración para Ultrasónico en Medición de Hidrocarburos en Fase G aseosa con el Método de Caracterización Detallado




Figura A13. Corrida de Calibración para Coriolis en Medición de Productos Relacionados como Componentes Puros




Figura A14. Corrida de Calibración para Coriolis en Medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa con el Método de Caracterización Detallado




12.2

ANEXO B. MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO TIPO ROTATORIO O DIAFRAGMA

B.1

Introducción.

Las especificaciones y requerimientos mencionados en este anexo aplican para el Sistema Electrónico de Medición de estaciones de transferencia de custodia que utilicen como elemento primario de flujo un medidor de desplazamiento tipo rotatorio o tipo diafragma. Por la naturaleza de la señal de salida eléctrica que envía este tipo de medidores al computador de flujo y debido a que la ecuación para determinar el flujo volumétrico es similar a la utilizada para medidores tipo turbina, los requerimientos para el SEM que utilizan medidores tipo rotatorio o tipo diafragma, son similares a los requerimientos y especificaciones para los medidores tipo turbina. Los requerimientos para el SEM con este tipo de medidores deben cumplir con todos los requerimientos establecidos a lo largo de ésta. Norma de Referencia, a diferencia de lo que en este anexo se establezca. B.2

Metrología Legal.

El Registro de Control y Seguimiento asociado a los SEM que utilizan medidores rotatorios o de diafragma debe ' cumplir integralmente con la sección 8.1 de esta Norma de Referencia, incluyendo todas sus subsecciones. Para el caso del Registro de Configuración debe incluir los datos listados en la tabla B1. Tabla B1. Datos del registro configuración para medidores rotatorios o de diafragmas REQUERIMIENTO

DESCRIPCION

DISPOSITIVO PRIMARIO Identificación única del medidor Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la ÍHM. Marca Modelo Número de Serie Tamaño Constante (es) del medidor (K) Factor del medidor (MF) DISPOSITIVO SECUNDARIO DE PRESIÓN MANOMÈTRICA Identificación del transmisor Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la HM. Marca Modelo Número de Serie Alcance (span) Tipo de comunicación




Unidades de Ingeniería

DISPOSÍTIVO SECUNDARIO DE TEMPERATURA Identificación del transmisor Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. Marca Modelo Número de Serie Alcance (span) Tipo de comunicación Unidades de Ingeniería

ANALIZADORES: Modo de actualización de datos Configurable: tabla fija o composición en línea (desde computador de flujo/ IHM) de analizadores Unidades de Ingeniería

Identificación de la estación

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM

DISPOSITIVO TERCIARIO Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM

Identificador del computador de flujo Marca Modelo Numero de serie Algoritmo de linealización Corte por bajo flujo Verificación de fidelidad de pulsos

Configurable: habilitar o deshabitar (desde computador de flujo/ IHM) Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM Configurable: habilitar o deshabilitar (desde computador de flujo/ IHM)

Estado operativo del computador Configurable: Operación normal; Mantenimiento; Calibración de transmisores; Calibración de medidores primarios con tren maestro (desde computador de de flujo flu o/ IHM Estado operativo de los Indicación del estado operativo de cada uno de los dispositivos secundarios. dispositivos secundarlos Estado operativo de SFI

Indicación del estado operativo de SFI.

Fecha y Hora

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

Hora contractual


Periodo definido para el Registro de Transacción de Cantidad Configurable: intervalo de tiempo en segundos cc Presión atmosférica



Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM,

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Temperatura de referencia Cálculo del factor de compresibilidad Peso molecular Tipo de cálculo de flujo volumétrico o másico. Tipo de cálculo de energía



Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. Información del fabricante: AGA 8-detallado o equivalente. Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM, para la medición de productos Información del fabricante acerca de la normatividad y versión que este siendo aplicada para el cálculo de flujo. Información del fabricante acerca de la normatividad y versión que está siendo aplicada para el cálculo de energía.

Versión del algoritmo de cálculo Información del fabricante acerca de la versión del programa (firmware) cargado y configuración del computador en el computador de flujo. de flujo

CONFIGURACIÓN DE CONTROL (En caso de que aplique) Configuración necesaria de entradas/salidos según la aplicación


CONFIGURACIÓN DE COMUNICACIONES Configuración de puertos de comunicación del computador de flujo hacia dispositivos secundarios Configuración de puertos de comunicación del computador de flujo hacia sistema superior Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde l a IHM. Configuración de puertos de comunicación del computador de flujo hacia IHM. Configuración de puertos de comunicación del computador de flujo hacia impresora.

CONFIGURACIÓN DE EQUIPO Configuración necesaria para dar de alta o de baja el equipo electrónico instalado al Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM, computador de flujo (tarjetas de comunicación, tarjetas de entradas/salidas, CPU) CONFIGURACIÓN DATOS FIJOS Composición detallada del hidrocarburo gaseoso Gravedad específica Poder calorífico Temperatura del proceso en caso de falla del transmisor





Presión manométrica del proceso en caso de falla del transmisor.

EVENTOS Y ALARMAS Limite de frecuencia Límite de temperatura de flujo Límite de presión de flujo


Para el caso del Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo los datos que como mínimo debe incluir son los indicados en la tabla B2. TABLA B2, Datos mínimos para el registro de evaluación del algoritmo de cálculo. SÍMBOLO

DESCRIPCIÓN

Pf Tf K MF F Pr Tr Composición Patm Gr *HV Hve Hvbruto PM

Presión manométrica de flujo Temperatura de flujo Constante del medidor de flujo Factor del medidor Frecuencia Presión de referencia Temperatura de referencia Composición del hidrocarburo en fase gaseosa Presión atmosférica del sitio Gravedad específica reportada por el cromatógrafo Poder calorífico de la mezcla reportado por el cromatógrafo Poder calorífico bruto Poder calorífico bruto a condiciones estándar Peso Molecular del hidrocarburo en fase gaseosa o producto relacionado

Ze

Coeficiente de compresibilidad a condiciones estándar

Zf

Coeficiente de compresibilidad a condiciones de flujo

Zr

Coeficiente de compresibilidad a condiciones de referencia

ti

Tiempo en milisegundos entre cálculos instantáneos de flujo

Ecuación de estado Qf Qe Qm Qr QE

Ecuación de estado para aplicaciones de productos relacionados Flujo Volumétrico a condiciones de flujo Flujo Volumétrico a condiciones estándar Flujo másico Flujo volumétrico a condiciones de referencia Flujo de energía




B.3 Ecuaciones de cálculo. B.3.1 Medición Volumétrica. Para determinar el flujo volumétrico a condiciones estándar 1.03562211 kg/cm2 @ 15.55 °C (14.73 lbs/plg2 abs @ 60* F), a través de un medidor de desplazamiento, se debe corregir el flujo a condic iones de flujo (Qf ) utilizando la ecuación siguiente; Qe = Qf * [ Pf / Pe ] * [ T e / Tf ] * [ Z e / Zf ]

( 20 )

Donde: Pf : [lb/pulg2 abs] Tf : [°R] Pe: [lb/plg2 ab.] Te: [°R] De igual forma, para determinar el flujo volumétrico a condiciones de referencia, a través de un medidor tipo turbina, se debe corregir el flujo a condiciones de flujo (Qf) utilizando Ia ecuación siguiente: Qr = Qf * [ Pf / Pr ] * [ T r / Tf ] * [ Z r / Zf ]

( 21 )

Donde: Pf : [lb/pulg2 abs]. Tf : [°R] Pr: [lb/plg2 abs] Tr: [°R) Qf :[millones pie 3 /D] y se debe calcular como sigue Qf = [(24)(3600)/1000000]*[N/tK]*MF

( 22 )

Nota: La constante (24)(3600)/1000000 utilizada en la ecuación (22) se utiliza para homologar las unidades de ingeniería utilizadas para Qe en la ecuación (2). La ecuación para determinar el flujo másico a través de un medidor tipo rotatorio o tipo diafragma es la misma que se emplea para los medidores tipo orificio y que representada en la ecuación (5). El cálculo de flujo de energía y del factor de compresibilidad debe ser de acuerdo a las secciones 8.2.1.4 y 8.2.1.5 respectivamente. B.4 Especificaciones y requerimientos para un SEM que utiliza medidores tipo rotatorio o tipo diafragma. Todos los dispositivos y equipos que conformen el SEM deben cumplir con los requerimientos de la sección 8.3, las especificaciones generales que se indican en la sección 8.3.1 y las especificaciones particulares para transmisores de presión manométrica, transmisores de temperatura, transmisores multivariables, cromatógrafo, definidos en las secciones 8.3.2.1, 8.3.2.2, 8.3.2.4, 8.3.2.5 y 8.3.2.7,




respectivamente. El computador de flujo debe cumplir con lo especificado en las secciones 8.3.2.6, 8.3.2.6.1 y 8.3.2.6.2, así como los incisos del a al p de la sección 8.3.2.6.3, con respecto a lo establecido para aplicaciones con medidor tipo turbina. Adicionalmente el proveedor debe cumplir los requerimientos siguientes: B.4.1 Especificaciones para el computador de flujo. a)

b)

c)

d)

e)

Entrada en frecuencia: El computador de flujo debe tener en su electrónica un puerto de entrada de pulsos por cada medidor tipo rotatorio o de diafragma que sea conectado a este. Las entradas de pulsos deben ser totalmente compatibles con la señal de salida del transmisor del medidor tipo rotatorio o de diafragma. Verificación del desempeño del medidor: Incluir una entrada (hardware) para recibir una señal de presión diferencial de un transmisor con comunicación digital o señal analógica de acuerdo a lo que se especifique durante la etapa de adquisición. Esta señal debe ser utilizada como monitoreo de la caída de presión del medidor para verificar su desempeño. Generación de eventos y alarmas: - Generar una alarma en caso de que la señal de pulsos del medidor falle y registrarla en el Registro de Eventos y Alarmas. - Generar una alarma por caída de presión en el medidor y registrarla en el Registro de Eventos y Alarmas. Selección del algoritmo de cálculo: Realizar una de las dos opciones siguientes de acuerdo a lo que se establezca durante el proceso de adquisición, en el Formato de Especificaciones Complementarias del anexo D6. - Para productos relacionados, cálculo de flujo másico y flujo volumétrico a condiciones de referencia, de acuerdo a la secuencia de cálculo que se muestra en la Fig. A3 del Anexo A de esta Norma de Referencia. - Para hidrocarburos en fase gaseosa, cálculo de flujo volumétrico a condiciones de referencia, flujo de energía y flujo másico; utilizando Método de Caracterización Detallado para Factor de Compresibilidad y de acuerdo a la secuencia de cálculo que se muestra en la Fig. A4 del Anexo A de esta Norma de Referencia. Cumplir con lo establecido en los incisos del d al k de la sección 8.3.2.6.3.2.

B.4.2 Pruebas y verificaciones Las pruebas y verificaciones al SEM en aplicaciones con medidores rotatorios o de diafragma deben cumplir con lo establecido en la sección 8 4, con los requerimientos generales de la sección 8 4 1 y con los requerimientos particulares para las pruebas de transmisores, cromatógrafo, computador de flujo y sistema IHM, especificados en las secciones 8.4.2, 8.4.3, 8.4.4 y 8.4.5 respectivamente. B.4.3 Servicios asociados Todos los servicios asociados del SEM en aplicaciones con medidor de tipo rotatorio o de diafragma deben cumplir con los requerimientos que se indican en la sección 8.5, incluyendo todas sus subsecciones.




12.3 ANEXO C. MEDIDORES DE FLUJO MÁSICO TIPO CORIOLIS. C.1

Introducción.

Las especificaciones y requerimientos mencionados en este anexo aplican para el Sistema Electrónico de Medición de estaciones de transferencia de custodia que utilicen como elemento primario de flujo un medidor de flujo másico tipo Coriolis. Por la naturaleza de la señal de salida eléctrica que envía este tipo de medidores al computador de flujo y debido a que la ecuación para determinar el flujo volumétrico es similar a la utilizada para medidores tipo turbina, los requerimientos para el SEM que utilizan medidores tipo Coriolis son similares a los requerimientos y especificaciones para los m edidores tipo turbina. Los requerimientos para el SEM con este tipo de medidores deben cumplir con todos lo establecido a lo largo de esta Norma de Referencia, a diferencia de lo que en este anexo se establezca. C.2. Metrología Legal. El Registro de Control y Seguimiento asociado a los SEM que utilizan medidores Coriolis debe cumplir integralmente con la sección 8.1 de esta Norma de Referencia, incluyendo todas sus subsecciones. Para el caso del Registro de Configuración debe incluir los datos listados en la tabla C1.

Tabla C1. Datos del registro configuración para medidores del tipo Coriolis REQUERIMIENTO

DESCRIPCION

DISPOSITIVO PRIMARIO identificación única del medidor Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la HM. Marca Modelo Número do Serie Tamaño Constante(es) del medidor (K) Factor del medidor (MF) DISPOSITIVO SECUNDARIO DE PRESIÓN MANOMÈTRICA Identificación del transmisor Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la HM. Marca Modelo Número de Serie Alcance (span) Tipo de comunicación Unidades de Ingeniería




DISPOSÍTIVO SECUNDARIO DE TEMPERATURA Identificación del transmisor Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. Marca Modelo Número de Serie Alcance (span) Tipo de comunicación Unidades de Ingeniería

ANALIZADORES: Modo de actualización de datos Configurable: tabla fija o composición en línea (desde computador de flujo/ IHM) de analizadores Unidades de Ingeniería

Identificación de la estación

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM

DISPOSITIVO TERCIARIO Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM

Identificador del computador de flujo Marca Modelo Numero de serie Algoritmo de linealización Corte por bajo flujo Verificación de fidelidad de pulsos

Configurable: habilitar o deshabitar (desde computador de flujo/ IHM) Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM Configurable: habilitar o deshabilitar (desde computador de flujo/ IHM)

Configurable: Operación normal; Mantenimiento; Calibración de transmisores; Estado operativo del computador Calibración de medidores primarios con tren maestro (desde computador de de flujo flujo/ IHM) Estado operativo de los Indicación del estado operativo de cada uno de los dispositivos secundarios. dispositivos secundarlos Estado operativo de SFI

Indicación del estado operativo de SFI.

Fecha y Hora


Hora contractual


Periodo definido para el Registro de Transacción de Cantidad Configurable: intervalo de tiempo en segundos cc Diaria Presión atmosférica



Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM,

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Temperatura de referencia Cálculo del factor de compresibilidad Peso molecular Tipo de cálculo de flujo volumétrico o másico. Tipo de cálculo de energía



Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. Información del fabricante: AGA 8-detallado o equivalente. Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM, para la medición de productos relacionados. Información del fabricante acerca de la normatividad y versión que este siendo aplicada para el cálculo de flujo. Información del fabricante acerca de la normatividad y versión que está siendo aplicada para el cálculo de energía.

Versión del algoritmo de cálculo Información del fabricante acerca de la versión del programa (firmware) cargado y configuración del computador en el computador de flujo. de flujo

CONFIGURACIÓN DE CONTROL (En caso de que aplique) Configuración necesaria de entradas/salidos según la aplicación


CONFIGURACIÓN DE COMUNICACIONES Configuración de puertos de comunicación del computador de flujo hacia dispositivos secundarios Configuración de puertos de comunicación del computador de flujo hacia sistema superior Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. Configuración de puertos de comunicación del computador de flujo hacia IHM. Configuración de puertos de comunicación del computador de flujo hacia impresora.

CONFIGURACIÓN DE EQUIPO Configuración necesaria para dar de alta o de baja el equipo electrónico instalado al Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM, computador de flujo (tarjetas de comunicación, tarjetas de entradas/salidas, CPU)

CONFIGURACIÓN DATOS FIJOS Composición detallada del hidrocarburo gaseoso Gravedad específica Poder calorífico





Temperatura del proceso en caso de falla del transmisor Presión manométrica del proceso en caso de falla del transmisor.

EVENTOS Y ALARMAS Limite de frecuencia Límite de temperatura de flujo

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desd e la IHM.

Límte de presión de flujo MEDIDORES DE CORIOLIS Para el caso del Registro de Evaluación del Algoritmo de Calculo los datos que como mínimo debe incluir son los indicados en la tabla C2.

TABLA C2, Datos mínimos para el registro de evaluación del algoritmo de cálculo. SÍMBOLO

DESCRIPCIÓN

Pf Tf K MF F Pr Tr Composición Patm Gr *HV Hve Hvbruto PM

Presión manométrica de flujo Temperatura de flujo Constante del medidor de flujo Factor del medidor Frecuencia Presión de referencia Temperatura de referencia Composición del hidrocarburo en fase gaseosa Presión atmosférica del sitio Gravedad específica reportada por el cromatógrafo Poder calorífico de la mezcla reportado por el cromatógrafo Poder calorífico bruto Poder calorífico bruto a condiciones estándar Peso Molecular del hidrocarburo en fase gaseosa o producto relacionado

Ze

Coeficiente de compresibilidad a condiciones estándar

Zf

Coeficiente de compresibilidad a condiciones de flujo

Zr

Coeficiente de compresibilidad a condiciones de referencia

ti

Tiempo en milisegundos entre cálculos instantáneos de flujo

Ecuación de estado Qf

Ecuación de estado para aplicaciones de productos relacionados Flujo Volumétrico a condiciones de flujo

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Qe Qm Qr QE



Flujo Volumétrico a condiciones estándar Flujo másico Flujo volumétrico a condiciones de referencia Flujo de energía

C.3. Ecuaciones de cálculo. C.3.1 Medición volumétrica. Por la naturaleza del medidor tipo Coriolis el flujo másico Qm[miles Ib-m/D] se debe Calcular como sigue: Flujo másico Qm = [ (24)(3600) / 1000] * [ N / tK c ] * MF

( 23 )

Donde: t: [s]. N: [pulsos]. Kc: [pulsos/lb-m] Nota: La constante (24)(3600)/1000, en Ia ecuación (23), se debe utilizar para homologar las unidades de ingeniería utilizadas para Qe en Ia ecuación (2). Para determinar el flujo volumétrico en millones de pies cúbicos por día a condiciones estándar 1.03562211 kg/cm 2 @ 15.55°C (14.73 lbs/plg2 abs @ 60° F), a través de un medidor tipo Coriolis, se debe utilizar Ia ecuación (4): Para determinar el flujo volumétrico, a condiciones de referencia, a través de un medidor tipo Coriolis, se debe corregir el flujo a condiciones estándar ocupando Ia ecuación (3). El cálculo de flujo de energía y del factor de compresibilidad debe ser de acuerdo a las secciones 8.2.1.4 y 8.2.1.5 respectivamente. C.3.2 Especificaciones y requerimientos para un SEM que utiliza medidores tipo Coriolis. Todos los dispositivos y equipos que conformen el SEM deben cumplir con los requerimientos de la sección 8.3, las especificaciones generales que se indican en la sección 8.3.1 y las especificaciones particulares para transmisores de presión manométrica, transmisores de temperatura, transmisores multivariables, cromatógrafo, definidos en las secciones 8.3.2.1, 8.3.2 2, 8.3.2.4, 8.3.2.5 y 8.3.2.7, respectivamente. El computador de flujo debe cumplir con lo especificado en las secciones 8.3.2.6, 8.3.2.6.1 y 8.3.2.6.2, así como los incisos del a al p de la sección 8.3.2.6.3. Adicionalmente el proveedor debe cumplir los requerimientos siguientes: C.3.2.1 Especificaciones para el computador de flujo.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios a) b) c) d)

e)

C.4



Entrada de frecuencia (pulsos): El computador de flujo debe tener en su electrónica un puerto de entrada de pulsos por cada medidor tipo Coriolis que sea conectado a este. Las entradas de pulsos deben ser totalmente compatibles con la señal de salida del transmisor del medidor tipo Coriolis. Generación de eventos y alarmas: Generar una alarma en caso de que la señal de pulsos del medidor falle y registrarla en el Registro de Eventos y Alarmas. Selección del algoritmo de cálculo: Realizar una de las dos opciones siguientes de acuerdo a lo que se establezca durante el proceso de adquisición, en el Formato de Especificaciones Complementarias del anexo D6. - Para productos relacionados, cálculo de flujo másico y flujo volumétrico a condiciones de referencia, de acuerdo a la secuencia de cálculo que se muestra en la Fig. A7 del Anexo A de esta Norma de Referencia. - Para hidrocarburos en fase gaseosa, cálculo de flujo volumétrico a condiciones de referencia, flujo de energía y flujo másico; utilizando Método de Caracterización Detallado para Factor de Compresibilidad y de acuerdo a la secuencia de cálculo que se m uestra en la Fig. A8 del Anexo A de esta Norma de Referencia. Cumplir con lo establecido en los incisos del d al k de la sección 8.3.2.6.3.2.

Calibración en sitio de medidores tipo Coriolis utilizando un medidor maestro.

En caso de que se establezca durante el proceso de adquisición el requerimiento de utilización de un medidor maestro, en el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D 6, el proveedor debe suministrar un Computador de Flujo programado y configurado para realizar Ia calibración de cada medidor del SEM, calculando el factor del medidor y generando el informe de calibración correspondiente, como se indica a continuación. El factor del medidor al final de una corrida de calibración, en un punto de Operación, debe ser el valor promedio obtenido mediante una serie de repeticiones, donde en cada una de ellas se obtenga un factor del medidor, como sigue: ( 16 ) Donde: n= Número de repeticiones de Ia prueba en un mismo punto de Operación. El factor del medidor para cada repetición a realizar, se debe obtener mediante Ia siguiente ecuación: ( 24 ) Donde: 1000000 = Factor de conversión para homologar un idades con Ia ecuación (2). Qmmm: Flujo másico del medidor maestro [millones ft 3] Qmm: Flujo másico del medidor [millones ft3]. Para determinar si el factor de medición obtenido en el punto de Operación es válido, se debe verificar el cumplimiento de Ia tolerancia siguiente:




( 18 ) Adicionalmente, para garantizar condiciones de repetibilidad en Ia calibración se debe de verificar, durante el tiempo de duración de Ia misma, el cumplimiento de las tolerancias para Ia estabilidad de las variables de presión de flujo, temperatura de flujo y frecuencia, tanto del medidor bajo calibración como del medidor maestro. En caso de no cumplir con las tolerancias establecidas, el Computador de Flujo debe suspender el proceso de calibración y generar las alarmas y/ o eventos correspondientes en el Registro de Eventos y Alarmas. El proveedor debe suministrar el Computador de Flujo, configurado con los siguientes valores iniciales como entradas manuales: n = 100 repeticiones tc = 3 segundos ξ = ±0.5% del valor de MF Desviación de temperatura de flujo = ± 0.2% Desviación de presión de flujo = ± 0.2% Desviación de frecuencia de los medidores de flujo = ±0.25% El informe de calibración debe ser generado para cada corrida de calibración y contener lo siguiente: a) b) c) d) e) f) g) h)

Fecha, hora de inicio y hora de finalización. Datos del medidor maestro y del medidor bajo calibración: Marca, modelo, número de serie e identificador único, de acuerdo a Ia Tabla 1 de Ia sección 8.1.1.4. Punto de calibración que estará definido por Ia temperatura promedio, presión de flujo promedio y razón de flujo promedio durante Ia calibración. Valores configurados del número de repeticiones (n); intervalo de duración de tiempo de una corrida de calibración (tc): tolerancia de desviación estándar de MF ( ξ); desviación de temperatura de flujo; desviación de presión de flujo; y desviación de frecuencia de los medidores de flujo. Lista de resultados obtenidos en cada corrida de calibración, mostrando el valor de cada una de las variables de Ia ecuación 16. Factor de medición final del punto de Operación calibrado. Desviación estándar del factor de medición calculado. Todos los datos y resultados deben estar expresados en las Unidades del Registro de Control y Seguimiento y en las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo, de acuerdo a Ia Tabla 4 de está Norma de Referencia.

De acuerdo a lo anterior, se debe cumplir con las siguientes funcionalidades y secuencias de calibración: i)

Funcionalidades. - Sincronizar el inicio y final del conteo de pulses del medidor maestro y del medidor que está siendo calibrado, así como de Ia medición de temperatura y presión en cada uno de los medidores. - Llevar a cabo Ia calibración sin interrumpir Ia medición de flujo del SEM ni Ia generación y


j)

C.5.



respaldo de los registros correspondientes, que forman parte del Registro de Control y Seguimiento. Secuencias de cálculo para calibración en sitio. - Realizar una de las secuencias de cálculo para calibración que se muestran en las figuras A13 y A14, que se incluyen en el Anexo A de está Norma de Referencia, dependiendo del tipo de fluido a medir: hidrocarburo en fase gaseosa o producto relac ionado.

Pruebas y verificaciones

Las pruebas y verificaciones al SEM en aplicaciones con medidores Coriolis deben cumplir con lo establecido en la sección 8.4, con los requerimientos generales de la sección 8.4.1 y con los requerimientos particulares para las pruebas de transmisores, cromatógrafo, computador de flujo y sistema IHM, especificados en las secciones 8.4.2, 8.4.3, 8.4.4 y 8.4.5 respectivamente.

C.6.

Servicios asociados

Todos los servicios asociados del SEM en aplicaciones con medidor de tipo Coriolis deben cumplir con los requerimientos que se indican en la sección 8.5, incluyendo todas sus subsecciones.





12.4. ANEXO D. FORMATOS DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS DEL SEM. 12.4.2. ANEXO D1 FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA TRANSMISORES DE PRESIÓN MANOMÈTRICA Revisión Numero de Proyecto: Elaboró: Revisó: Aprobó:

Fecha:

Fecha:

NRF-083-PEMEX-2014

Aprobó:

DTI: No. De Lazo

No.:

Pedido Partida:

1 Identificación 2 Servicio Tipo de: fluido

3 Datos del proceso

Presión (kg/cm2)

Mínima

Máxima

Temperatura (°C)

Mínima

Máxima

4 Alcance (span) kg/cm2

Generales

5

Límite de sobrepresión (kg/cm2)

6

Límite máximo del rango (URL) kg/cm2

•

Humedad relativa ____________ %

Condiciones 7 ambientales

Temperatura (°C):

8 Clasificación de área

Clase__________________________ División_____________________________ Grupo__________ A prueba de agua ( ) Intemperie ( )

9 Tipo de caja

Prop Gral ( ) Tamaño:

10 Tipo de Montaje 11 Conexión Eléctrica

Mínima

Máxima

Condiciones corrosivas

Yugo ( )

A prueba de explosión ( ) Estdr. Fab. ( )

Sistema Intrínsecamente seguro ( )

Tam.Nom._____________ Color: Estdr. Fab. ( ) Otro________

Otro

_________________________________________________

Conduit de 12. mm FNPT ( ) Otro

12 Material

Elemento

13

Material de las conexiones al proceso

14

Tipo de conexión al proceso

sensor

Accesorios

15 Configurador portátil.

Cantidad: _____________________

Ninguno ( )

NOTAS:

1- Este formato contiene información complementaría a la especificación para: transmisores de presión manométrica de la sección 8.3.2.1.





12.4.2. ANEXO D2 FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA TRANSMISORES DE TEMPERATURA Revisión Numero de Proyecto: Elaboró: Revisó: Aprobó:

Fecha:

Fecha:

NRF-083-PEMEX-2014

Aprobó:

DTI: No. De Lazo

Pedido Partida:

No.:


3 Datos del proceso

Presión (kg/cm2) Temperatura (°C)

Mínima Mínima

Máxima Máxima

4 Alcance (span) (°C) 5

Generales

Límite máximo del rango (URL) (°C) Humedad relativa ____________ %

Condiciones 6 ambientales

Temperatura (°C):



8 Tipo de caja

Prop Gral ( )

10 Conexión Eléctrica

Máxima


Tamaño:

9 Tipo de Montaje

Mínima

Yugo ( )




Otro

_________________________________________________


11 Accesorios de Montaje

Termopozo

12

Material de la conexión al proceso

13 Tipo de brida

Accesorios


Cantidad: _____________________

Ninguno ( )

NOTAS:

1.- Este formato contiene Información complementaría a la esp ecificación para transmisores de temperatura de la sección 8.3.2.2.





12.4.2. ANEXO D3 FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA TRANSMISORES DE PRESIÓN DIFERENCIAL Revisión Numero de Proyecto: Elaboró: Revisó: Aprobó:

Fecha:

Fecha:

NRF-083-PEMEX-2014

Aprobó:

DTI: No. De Lazo

No.:

Pedido Partida:


3 Datos del proceso

Presión (kg/cm2)

Mínima

Máxima

Temperatura (°C)

Mínima

Máxima

4 Alcance (span) Pulg. H2O

Generales

5


6

Límite máximo del rango (URL) Pulg. H2O

•


Condiciones 7 Ambientales

Temperatura (°C):



9 Tipo de caja



Mínima

Máxima


Yugo ( )




Otro

_________________________________________________


12 Material

Elemento

13

Material de las conexiones al proceso

14

Tipo de conexión al proceso

sensor

Accesorios


Cantidad: _____________________

Ninguno ( )

NOTAS:

1- Este formato contiene información complementaría a la especificación para: transmisores de presión diferencial de la sección 8.3.2.3.





12.4.4. ANEXO D4 FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA TRANSMISORES MULTIVARIABLES Revisión Numero de Proyecto: Elaboró: Revisó: Aprobó:

Fecha:

Fecha:

NRF-083-PEMEX-2014

Aprobó:

DTI: No. De Lazo

No.:

Pedido Partida:


3 Datos del proceso

Presión (kg/cm2)

Mínima

Máxima

Temperatura (°C)

Mínima

Máxima

4 Alcance (span)

Generales

5


6

Límite máximo del rango (URL)

•


Condiciones 7 Ambientales

Temperatura (°C):



9 Tipo de caja



Mínima

Máxima


Yugo ( )




Otro

_________________________________________________


12 Material

Elemento sensor 13 Material de las conexiones al proceso de presión Tipo de conexión al 14 proceso Termopozo

15 Accesorios de montaje 16 Configurador portátil.

Cantidad: _____________________

Ninguno ( )

NOTAS:

1- Este formato contiene información complementaría a la especificación para: transmisores multivariables de la sección 8.3.2.4.




12.4.5. ANEXO D5 FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA CROMATOGRAFO DE GASES Revisión Numero de Proyecto: Elaboró: Revisó: Aprobó:

Fecha:

Fecha:

NRF-083-PEMEX-2014

Aprobó:

DTI: No. De Lazo

Pedido Partida:

No.:


3 Datos del proceso

Presión (kg/cm2)

Mínima

Máxima

Temperatura (°C)

Mínima

Máxima

Composición(%): C1_____ C2_____ C3_____ n-C4_____ i-C4_____ n-C5_____ i-C5______ C6+_____ N2_____ CO2_____ Humedad relativa _____________%

Generales 4 Condiciones ambientales

Temperatura (°C)

Mínima

Máxima


5 Clasificación de área 6

Sistema de análisis

Sistema Electrónico Accesorios NOTAS:

Gabinete del sistema eléctrico

Clase_________________________ División_____________________________ Grupo__________ Clasificación: _______________

7 Montaje

En cuarto de control ( )

En campo ( )

8 Protección 9 Numero de Corrientes

Caseta de dos aguas en campo ( )

No aplica ( )

10 Gas de referencia

Composition (%): C1_____ C2_____ C3_____ n-C4_____ i-C4_____ n-C5_____ i-C5______ C6+_____ N2_____ CO2_____

11 Gas de arrastre

Tipo de Gas ____________________

12 Alimentación

120 VCA ( )

Comunicación con computador de flujo 14 Conexión Eléctrica 15 Config. Y diagnostico 13

Grado de pureza__________________________ 24 VCD ( )

Protocolo ______________________ Conduit de 12 mm FNPT ( ) otro Cantidad: _____________________

Ninguno ( )

1- Este formato contiene información complementaría a la especificación para: cromatógrafo de gases de la sección 8.3.2.5.




12.4.6. ANEXO D6 FORMATO DE ESPECIFICACIÓNES COMPLEMENTARIAS PARA NRF-083-PEMEX-2014 COMPUTADOR DE FLUJO Revisión Numero de Proyecto: Elaboró: Revisó:

Fecha: Fecha:

Aprobó:

Fecha:

1 2

Identificación Servicio

3

Condiciones ambientales

4

Clasificación de área

5

Tipo de caja

6

Tipo de Montaje

7

Fluido

8 9 10

Medidor Número de trenes Tren maestro

11

Actualización variables

12

Calidad del gas

13

Transmisores

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

Medidor ultrasónico Medidor Maestro Cromatógrafo Sistema superior Comunicación con SFI Otros dispositivos Puertos opcionales Control Número de entradas Número de salidas Entradas Salidas Memoria Comunicaciones Impresora

Generales

Medición

Señales Digitales

E/S

Reserva Accesorios

Aprobó:

DTI:

Pedido:

Humedad relativa % Temperatura (°C): Mínima: Máxima: Condiciones corrosivas: Clase: División: Grupo: A prueba de agua ( ) Intemperie ( ) Prop. ( ) A prueba de explosión ( ) Sistema Intrínsecamente seguro ( ) En gabinete ( ) En campo ( ) Otro: Producto relacionado ( ) Ecuación estado: Hidrocarburo en fase gaseosa ( ) Placa orificio ( ) Turbina ( ) Ultrasónico ( ) Rotatorio ( ) Coriolis ( ) Aplica ( ) No aplica ( ) Composición, poder calorífico, Gravedad especifica: Valores fijos ( ) Sistema superior ( ) Cromatógrafo en línea ( ) H2S ( ) H2O ( ) ST ( ) Número de puertos analógicos: Del SEM: Protocolo: Del tren maestro: Aplica ( ) Protocolo: Protocolo: Aplica ( ) Protocolo: Protocolo: Aplica ( ) Tipo de puerto: Protocolo: Señales discretas: Puerto de comunicación: Aplica ( ) Tipo de puerto: Protocolo: Cromatógrafo ( ) Impresora (para impresión en sitio) ( ) Tipo: Control de proceso ( ) Control secuencial ( ) Discretas Analógicas Frecuencia Discretas Analógicas Discretas % Analógicas % Frecuencia % Discretas % Analógicas % Capacidad Mb Capacidad disponible a plena carga % Puerto adicional: Tipo: Protocolo Servicio Suministrar ( ) No suministrar ( )

Notas: 1.- Este formato contiene información complementaria a la especificación para el computador de flujo de la sección 8.3.2.6




12.4.7. ANEXO D7 FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA LA INTERFACE HOMBRE MAQUINA Revisión Numero de Proyecto: Elaboró: Revisó: Aprobó:

Fecha:

Fecha:

NRF-083-PEMEX-2014

Aprobó:

DTI: No. De Lazo

Pedido Partida:

No.:

1 Identificación 2 Servicio

Generales

Humedad relativa _____________%

3 Condiciones ambientales

Equipo de cómputo

Programa (Software) NOTAS:

Temperatura (°C)

Mínima

4 Procesador

Tipo ____________________

5 Memoria RAM

Capacidad: _______________ Mb

Máxima

Capacidad: _______________ Mb 6 Disco duro Unidades de 3 ½ pilg ( ) CD-ROM ( ) 7 almacenamiento 8 Tipo y tamaño del monitor Tipo ____________________ 9 Tarjeta de video

10 Numero de puertos

Serial __________________

11 Alimentación

120 VCA ( )

12 Sistema Operativo

Tipo ____________________

CD-ROM RW ( )

Capacidad de memoria ___________________Mb Otros:

220 VCA ( )

Tipo_________

Número__________ 120/220 VCA ( )

1- Este formato contiene información complementaría a la especificación para la interface Hombre Máquina de la sección 8.3.2.7.




12.4.8. ANEXO D8 FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA EL SISTEMA DE FUERZA ININTERRUMPIBLE Revisión Numero de Proyecto: Elaboró: Revisó: Aprobó:

Fecha:

Fecha:

NRF-083-PEMEX-2014

Aprobó:

DTI: No. De Lazo

No.:

Pedido Partida:

1 Identificación 2 Servicio Humedad relativa _____________%

Generales 3 Condiciones ambientales

Temperatura (°C)

Mínima

Máxima


4 Clasificación de área 5 Tipo de gabinete

Salida

6

Comunicación con computador de flujo

7 Tecnología

Clase ________________________ División _______________________________ Grupo ______________

A prueba de agua ( )

Intemperie ( )

Prop. Gral. ( )

clasificación ____________________

Señales discretas ( ) Pwm ( )

Puerto de comunicación ( ) Ferroresonante ( )

8 Instrumentos respaldados 9 Tiempo de respaldo

Suministro NOTAS:

10 Alimentación de entrada

110 VCA ( )

220 VCA ( )

1- Este formato contiene información complementaría a la especificación para la interface Hombre Máquina de la sección 8.3.2.8.




ANEXO E Norma de referencia NRF-111-PEMEX-2012 8.2.4 Certificado o Informe o Dictamen de calibración 8.2.4.1 El proveedor debe entregar registros que demuestren la capacidad de medición de cada elemento del equipo de medición. Debe entregarlos certificados o informes o dictamen de calibración, los registros de confirmación metrológica que demuestren que las características del equipo cumplen con los requisitos para el uso previsto y cualquier otra información pertinente que concierna a su funcionamiento. 8.2.4.1.1 Cada certificado, informe o dictamen de calibración, debe incluir como mínimo la siguiente información (referencia al punto 5.10.2 y 5.10.4 de la norma NMX-EC-17025-IMNC-2006):

a) Título (ejemplo: “Certificado de calibración” o “Informe de ensayos” o “Dictamen de calibración”) b) Nombre y dirección del laboratorio, localidad donde se efectuaron las pruebas, ensayos y/o calibraciones, si es diferente de la dirección del laboratorio. c) Identificación única del certificado, informe o dictamen de calibración (tal como un número de serie), y en cada página, número de página y número total de páginas, con objeto de asegurar que la pagina sea reconocida como parte del certificado, informe o dictamen de calibración, y una clara i dentificación del final del certificado, informe o dictamen de calibración. d) Nombre y dirección del cliente (PEMEX u Organismo Subsidiario); e) Identificación del método usado; f) Descripción, condición e identificación sin ambigüedad del (los) elemento (s) probado(s) (ensayado(s)) o calibrado(s); g) La fecha de recepción del (los) elemento(s) de la prueba (ensayo) o calibración, cuando sea crítico para la validez y aplicación de los resultados y la (s) fecha (s) de la calibración; h) Cuando aplique, referencia al plan de m uestreo y a los procedimientos usados por el laboratorio u otros organismos, cuando sea relevante para la validez o aplicación de los resultados; i) Resultados de la prueba (ensayo) o calibración; las unidades de medida, cuando sea apropiado; y la referencia indicada por los patrones en su equivalente en unidades del SI. j) El (los) nombre(s), función(s) y firma(s), o identificación equivalente de la(s) persona(s) que autorizan el certificado o informe de calibración; k) Una declaración de que los efectos de los resultados se relacionan únicamente a los elementos probados o calibrados. l) El certificado, informe o dictamen de calibración debe ser emitido en papel resistente, con sello de seguridad para garantizar su autenticidad. m) Incertidumbre de los valores de los patrones; incertidumbre de los resultados de calibración del instrumento o equipo de medición y una declaración de la incertidumbre estimada de medición. n) Las condiciones ambientales bajo las cuales fueron hechas las calibraciones, que tengan influencia sobre los resultados de medición. o) Evidencia de que las mediciones son trazables a patrones nacionales o internacionales. p) Fecha de calibración. q) Persona que efectuó la calibración y firma. r) Nombre del patrón o equipo. s) Marca. t) Alcance máximo de medición. u) Alcance mínimo de medición. v) División mínima. w) Incertidumbre. x) Carta de trazabilidad. y) Vigencia. z) Opiniones e interpretaciones. Cuando aplique, el proveedor o contratista debe entregar una carta de control estadístico de los resultados de las últimas calibraciones del equipo. Cuando aplique, se deben indicar los valores de las constantes de los mecanismos de ajuste y las variables que impactan en los factores de compensación para obtener valores verdaderos.





Apéndice A.5 AGA Report 8 METODO DE CARACTERIZACION DE DETALLE (DETAIL CHARACTERIZATION METHOD) PROGRAMA DE CALCULOS EN COMPUTADORES DE FLUJO Este apéndice proporciona ejemplo de cálculos los cuales pueden ser usados para verificar los programas en los computadores de flujo. La tabla A.5-1 proporciona 5 referencias de los datos de composiciones del gas natural. La Tabla A.5-2 proporciona los factores de compresibilidad computados en la Tabla A.5-1 a condiciones de temperaturas y presiones, las cuales pueden ser usadas para verificar los cálculos. El programa del computador usado para generar las salidas en la Tabla A.5-2 es la misma que se uso en el ejemplo del programa en la sección A.3.9. Sin embargo, el dato de entrada, formatos de salidas y los títulos de la tabla fueron ligeramente modificados para generar la Tabla A.5-2 con la composición de los gases listados en la Tabla A.5-1. TABLA A.5-1 COMPOSICION DE GASES NATURALES PORCIENTO MOL DE LOS COMPONENTES PARA CADA UNO DE LOS TIPOS DE GASES COMPONENTE

METANO (C1) NITROGENO (N2) DIOXIDO DE CARBONO (CO2) ETANO (C2) PROPANO (C3) i-BUTANO (iC4) n-BUTANO (C4) i-PENTANO (iC5) n-PENTANO (C5) n-HEXANO (C6) n-HEPTANO (C7) n-OCTANO (C8)

GULF COAST 96.5222 0.2595

AMARILLO

EKOFISK

HIGH N2

HIGH CO2- N2

90.6724 3.1284

85.9063 1.0068

81.4410 13.4650

81.2110 5.7020

0.5956

0.4676

1.4954

0.9850

7.5850

1.8186 0.4596 0.0977 0.1007 0.0473 0.0324 0.0664 0.0000 0.0000

4.5279 0.8280 0.1037 0.1563 0.0321 0.0443 0.0393 0.0000 0.0000

8.4919 2.3015 0.3486 0.3506 0.0509 0.0480 0.0000 0.0000 0.0000

3.3000 0.6050 0.1000 0.1040 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000

4.3030 0.8950 0.1510 0.1520 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000

NRF-083-PEMEX-2014

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